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Entidad Documento No. Numeral Texto Original Texto propuesto Observación Resolución de la Observación Respuesta
Empresa Eléctrica Regional del Sur
S.A.
Oficio Nro. EERSSA-PREJEC-2020-0009-OF
03 de enero de 20201 6 Es de capacidad nominal menor a 10 MW. 10 MW para empresas y para consumidor de capacidad nominal menor a 1 MW No se acoge la observación
La generación distribuida se lo ha caracterizado que sea de una capacidad nominal
de hasta 10 MW.
Lo que se ha particularizado es que los consumidores solo puedan desarrollar
centrales de hasta 1 MW, y las empresas hasta de 10 MW.
Empresa Eléctrica Regional del Sur
S.A.
Oficio Nro. EERSSA-PREJEC-2020-0009-OF
03 de enero de 20202 7
PERSONAS NATURALES O JURÍDICAS QUE PUEDEN DESARROLLAR GENERACIÓN
DISTRIBUIDAEn Definiciones, definir PPS No se acoge la observación
Se ha reeditado el texto de la Regulación, y en la nueva versión ya no se hace
referencia a los PPS, por lo tanto, ya no es necesario definir el término PPS.
Empresa Eléctrica Regional del Sur
S.A.
Oficio Nro. EERSSA-PREJEC-2020-0009-OF
03 de enero de 20203 10,1 Máxima capacidad nominal de CGDs a instalarse por Distribuidora
En algunas áreas de servicio de las distribuidoras con potencial de instalar CDGs
con ERNC, se limita el potencial para posibles soluciones de demanda distribuida
en sus redes
En el mismo numeral 10.1 del proyecto de Regulación se establece que si son
proyectos de generación distribuida contemplados en el PME (que serían
propuestos por las propias Distribuidoras para resolver problemas de
abastecimiento de la demanda, de calidad del servicio o de confiabilidad), no existe
restricción en cuanto a la capacidad acumulada que podría instalarse.
El 3% de capacidad máxima a instalarse en generación distribuida aplica
exclusivamente para centrales que sean instaladas por consumidores regulados, o
para empresas que quieran instalar CGDs para abastecer a Grandes
Consumidores. El objeto de este límite es evitar una diferencia importante en los
costos de generación que pagaría cada distribuidora, considerando el principio de la
tarifa única establecido en la LOSPEE.
Empresa Eléctrica Regional del Sur
S.A.
Oficio Nro. EERSSA-PREJEC-2020-0009-OF
03 de enero de 20204 11.3.3 Para solicitudes de factibilidad de conexión de consumidores
El esquema no se ajusta a un sistema general, para ciertos casos de consumidores
no es necesario el inversor. El elemento de protección además debería tener las
funciones de corte y maniobra. El diagrma no se ajusta para esquemas en medio
voltaje y medición indirecta..
Se da respuesta a observación Se ha realizado una descripción más detallada de los esquemas de conexión.
Empresa Eléctrica Ambato
Regional Centro Norte S.A.
Memorando Nro. EEASA-PE-2020-0001-M
03 de enero de 20201
10.2 Máxima Capacidad de
CGDs a instalarse en las
redes de bajo voltaje
Se debe agregar que la restricción del valor sea positivo en la capacidad disponible
del transformador que alimenta la red de bajo voltaje (diurna)
No se acogen el texto propuesto y la
observación
Lo que se calcula con las ecuaciones (1) y (2) incluidas en el proyecto de
Regulación es la máxima capacidad de generación que se pudiera agregar a una
red de bajo voltaje de tal forma que no cause un flujo de corriente en sentido inverso
por el transformador de distribución durante las horas diurnas, por lo tanto, para
asegurar esta condición, la capacidad instalada en centrales de generación
distribuida en una red de bajo voltaje deberá ser menor o igual que la demanda
mínima registrada en los bornes de bajo voltaje del transformador de distribución.
Si es una central solar sin capacidad de almacenamiento, lo que se requiere
verificar es la capacidad disponible de la red en horas diurnas pues su generación
solo se limitará a dicho horario.
Para cualquier otra tecnología, o para centrales solares con capacidad de
almacenamiento, la generación puede darse en cualquier hora del día, por lo tanto,
adicionalmente se hace necesario verificar la capacidad disponible de la red en
horario nocturno. La capacidad de generación que se podrá instalar en este caso
será la menor de las dos capacidades disponibles de la red (diurna y nocturna).
Considerando lo manifestado, se procederá a renombrar al término CDBV-D, pues
no corresponde a la capacidad disponible del transformador de distribución, sino a
la capacidad máxima para generación distribuida disponible en la red de bajo
voltaje.
Empresa Eléctrica Ambato
Regional Centro Norte S.A.
Memorando Nro. EEASA-PE-2020-0001-M
03 de enero de 20202
10.2 Máxima Capacidad de
CGDs a instalarse en las
redes de bajo voltaje
Se debe agregar que la restricción del valor sea positivo en la capacidad disponible
del transformador que alimenta la red de bajo voltaje (nocturna)
No se acogen el texto propuesto y la
observación
Lo que se calcula con las ecuaciones (3) y (4) incluidas en el proyecto de
Regulación es la máxima capacidad de generación que se pudiera agregar a una
red de bajo voltaje de tal forma que no cause un flujo de corriente en sentido inverso
por el transformador de distribución durante las horas diurnas, por lo tanto, para
asegurar esta condición, la capacidad instalada en centrales de generación
distribuida en una red de bajo voltaje deberá ser menor o igual que la demanda
mínima registrada en los bornes de bajo voltaje del transformador de distribución.
Si es una central solar sin capacidad de almacenamiento, entonces lo que se
requiere verificar es la capacidad disponible de la red en horas diurnas pues su
generación solo se limitará a dicho horario.
Para cualquier otra tecnología, o para centrales solares con capacidad de
almacenamiento, la generación puede darse en cualquier hora del día, por lo tanto,
adicionalmente se hace necesario verificar la capacidad disponible de la red en
horario nocturno. La capacidad de generación que se podrá instalar en este caso
será la menor de las dos capacidades disponibles de la red (diurna y nocturna).
Considerando lo manifestado, se procederá a renombrar al término CDBV-N, pues
no corresponde a la capacidad disponible del transformador de distribución, sino a
la capacidad máxima disponible para generación distribuida en la red de bajo
voltaje.
Empresa Eléctrica Ambato
Regional Centro Norte S.A.
Memorando Nro. EEASA-PE-2020-0001-M
03 de enero de 20203
10.3 Máxima Capacidad de
CGDs a instalarse en
alimentadores de medio
voltaje
CLMV Capacidad de la línea de medio voltaje a la que se desea conectar la CGD CLMV: Metodología de Cáculo Se debe definir la metodología de cálculo del parámetro de capacidad de la línea No se acoge la observación
En la Regulación no se establecerá la metodología de cálculo. Será la Distribuidora
a la que le corresponda definir la capacidad disponible de la línea de medio voltaje,
sobre la base de análisis o estudios técnicos que considere pertinente.
Corporación para la Investigación
EnergéticaOficio CIE-001-2020 1 6 Última viñeta No incluye a las centrales de propiedad de autogeneradores ni a los generadores de emergencia.
Sin embargo en las definiciones "Certificado de Calificación" se habla de
autogeneradores.Se da respuesta a observación
La definición de "Certificado de Calificación" señala que dicho documento se otorga
a un "consumidor" que va a instalar una central para autoabastecimiento.
En dicha definición no se señala a los "autogeneradores".
El tratamiento de los autogeneradores no forma parte del objeto y alcance de la
Regulación de Generación Distribuida., sino que será abordado en una Regulación
específica.
Corporación para la Investigación
EnergéticaOficio CIE-001-2020 2 7 Literal c)
Empresas de Generación Privadas o de la Economía Popular y Solidaria, para el desarrollo de
proyectos basados en ERNC, que hayan sido identificados, estudiados y propuestos por ellas, para
el abastecimiento de la demanda de grandes consumidores, y que, del análisis efectuado por el
MERNNR, se haya evaluado que su ejecuci o afecta a la planificación sectorial.
Es limitante abastecer la demanda de grandes consumidores. Los generadores
privados podrían vender la energía a otros consumidores o a la empresa eléctrica
distribuidora sobre la cual están conectados
Se acoge la observación
En efecto, en conformidad con lo establecido en el Art. 22 del Reglamento de la
LOSPEE, los generadores privados o de la economía popular y solidaria podrán
vender sus potenciales excedentes a las distribuidoras, y en ese sentido, en el
numeral 19.3 del proyecto de Regulación se establece tal posibilidad de que estos
generadores puedan vender sus excedentes a la demanda regulada y los términos
en que se daría dicha venta.
Sin prejuicio de lo señalado en el párrafo anterior, adicionalmente se va a realizar
una aclaracion al respecto en el literal c) del numeral 7 del proyecto de Regulación.
RESPUESTA
Matriz de observaciones al proyecto de Regulación
«Marco normativo para la participación de la Generación Distribuida»
Difusión Externa
REVISIÓN
Entidad Documento No. Numeral Texto Original Texto propuesto Observación Resolución de la Observación Respuesta
RESPUESTA
Matriz de observaciones al proyecto de Regulación
«Marco normativo para la participación de la Generación Distribuida»
Difusión Externa
REVISIÓN
Corporación para la Investigación
EnergéticaOficio CIE-001-2020 3 8 Viñeta 3
Las Empresas de Generación Privadas o de Economía Popular y Solidaria, interesadas en la
construcción y operación de CGDs identificadas, estudiadas y propuestas por éstas, ante el
Ministerio rector del sector eléctrico, en conformidad con el procedimiento y requisitos que esa
entidad establezca.
En primer lugar, los requisitos y procedimientos debería ser muy simples, en
segundo lugar ¿por qué no se los pone en esta misma regulación y no se espera
que el Ministerio las establezca? El procedimiento y requisitos debería
estar constando en esta misma regulación. No hay para qué esperar a que se
emitan nuevas normas. La simplicidad es un imperativo.
No se acoge la observación
De acuerdo a lo establecido en el Art. 12, numeral 11 de la Ley Orgánica del
Servicio Público de Energía Eléctrica, es el Ministerio rector del sector eléctrico la
entidad que tiene la atribución de otorgar los títulos habilitantes para el ejercicio de
las actividades del sector eléctrico.
La ARCONEL no puede establecer, a través de Regulación, un procedimiento
administrtaivo para un proceso que es de competencia del Ministerio.
Corporación para la Investigación
EnergéticaOficio CIE-001-2020 4 10.1 Párrafo 1
La capacidad nominal acumulada de CGDs para las cuales una Distribuidora podrá autorizar la
conexión a sus redes eléctricas, para los casos señalados en los literales c) y d) del numeral 7 de
esta Regulación, no será mayor que el 3% de la demanda máxima de la Distribuidora registrada en
el año inmediato anterior a la ha de solicitud de la factibilidad de conexión. Para el cálculo de dicha
capacidad nominal acumulada, la Distribuidora considerará la capacidad nominal de las CGDs para
las cuales se obtenga la factibilidad de conexión a partir de la vigencia de la presente Regulación, y
que la misma se encuentre vigente a la fecha de cálculo, sea que las empresas o consumidores
cuenten o no con un Título Habilitante o Certificado de Calificación, según corresponda.
No se comprende la razón de esta restricción Se da respuesta a la observación
El límite del 3% aplica exclusivamente para centrales que no provengan del PME, y
que estén habilitadas para vender sus excedentes a la demanda regulada
(Distribuidoras).
Este límite se hace necesario por lo siguiente:
1) Evitar que se produzcan diferencias importantes en los costos de generación que
asume cada Distribuidora, que podría generar una distorsión en el concepto de
precio único de generación, considerando que a las centrales menores a 1 MW,
que se espera que sean las que tengan mayor desarrollo, se les otorgará la
condición preferente de que puedan vender exclusivamente a la Distribuidora a
cuyas redes se encuentra conectada.
2) No comprometer a la demanda regulada a comprar energía a precios que
podrían no necesariamente ser eficientes al no ser el resultado de un proceso
competitivo (PPS);
3) Evitar que los costos de distribución y transmisión sean asumidos por un
universo menor de consumidores regulados (los que no disponen de una CGD),
pues, en conformidad con lo previsto en el proyecto de Regulación, el consumidor
que instale una CGD dejaría de cancelar la parte correspondiente a los
componentes del costo de distribución y transmisión, por la energía que no sea
requerida de la red.
Corporación para la Investigación
EnergéticaOficio CIE-001-2020 5 10.1 Párrafo 2
No habrá restricción en cuanto a la capacidad nominal máxima de CGDs que una Distribuidora
podrá autorizar a conectarse a sus redes eléctricas, mediante el otorgamiento de la factibilidad de
conexión, para los casos señalados en los literales a) y b) del numeral 7 de esta Regulación.
En ningún caso debería haber restricción reglamentaria, salvo que exista una
razón técnica demostrada.No se acoge la observación Considerar la respuesta dada a la observación Nro. 4.
Corporación para la Investigación
EnergéticaOficio CIE-001-2020 6 11.5 Párrafo 1
La vigencia de la factibilidad de conexión otorgada por la Distribuidora se sujetará a los términos
establecidos en los siguientes numerales.
La factibilidad de conexión debería estar vigente siempre a no ser que cambien
las condiciones técnicas o el proponente desista de realizar el proyecto.
Por lo general la generación distribuida se conecta a la red de baja tensión cuando
son proyectos muy pequeños (en el orden de decenas de kilovatios o incluso
menos) o a la red de media tensión (centenas de kilovatios). En ningún caso se
debería tener un título habilitante. Bastaría un registro en tensión.
Se acoge parcialmente la observación
1) Se realizará una revisión de las condiciones para las cuales estará vigente la
factibilidad de conexión.
2) Para el caso de "empresas" que desarrollen proyectos de generación, la única
forma para habilitar su participación en el sector eléctrico, en conformidad con lo
establecido en la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica -LOSPEE,
es a través de un Título Habilitante (Autorización de Operación para empresas
públicas y de economía mixta, y Contratos de Conseción para empresas privadas o
de la economía popular y solidaria).
La LOSPEE no establece la posibilidad de participación en el sector eléctrico, sin
Titulo Habilitante, para el caso de empresas.
Para el caso de consumidores regulados se ha incorporado el concepto de
Certificado de Calificación sobre la base de lo establecido en el Art. 24 de la
LOSPEE.
Corporación para la Investigación
EnergéticaOficio CIE-001-2020 7 13 Literal d)
El consumidor será responsable de tramitar y obtener ante la autoridad competente, y mantener
vigentes, los permisos o certificados ambientales que corresponda para la implementación y
operación de la CGD, así como la autorización del uso del agua (para el caso de centrales
hidroeléctricas), no obstante, no formarán parte de los requisitos exigibles por la Distribuidora.
Las pequeñas hidroeléctricas usan (no consumen) pequeñas cantidades de agua.
El procedimiento ante la SENAGUA debería ser muy expedito. Es labor de las
autoridades eléctricas el coordinar con la SENAGUA para que esto ocurra. En el
caso de canales de riego se puede usar el recurso (caudal y diferencia de nivel) sin
limitar el uso para riego, único factor que debe ser tomado en cuenta.
Se da respuesta a observación
La facultad y responsabilidad en cuanto al otorgamiento de la concesión para el uso
del agua son exclusivas de la SENAGUA.
El numeral 13 del proyecto de Regulación hace referencia al trámite para el
otorgamiento del Certificado de Calificación, a Consumidores Regulados. No se
considera, desde el punto de vista regulatorio, que la ARCONEL coordine con la
SENAGUA el trámite para el otorgamiento de la concesión de uso del agua, pues
no son proyectos de interés nacional, sino de interés particular para
autoabastecimiento de un consumidor regulado.
Corporación para la Investigación
EnergéticaOficio CIE-001-2020 8 15.1 Literal a)
La energía producida por centrales hidroeléctricas será remunerada al costo variable de producción
establecido en la normativa correspondiente.Se debe citar la normativa No se acoge la observación
Actualmente está en proceso de desarrollo la regulación que normará el régimen de
las transacciones comerciales de electricidad, en la cual se abordará lo relacionado
al costo variable de producción.
Al no haberse expedido todavía dicha normativa no se puede hacer referencia
explícita a la misma.
Corporación para la Investigación
EnergéticaOficio CIE-001-2020 9 15.1 Literal b)
La energía producida por centrales no hidroeléctricas será remunerada al costo variable de
producción declarado al CENACE en conformidad con lo establecido en la normativa vigente.Idem No se acoge la observación Considerar la respuesta dada a la Observación Nro. 8
Corporación para la Investigación
EnergéticaOficio CIE-001-2020 17.1 Último párrafo
Las EGDHs propietarias de CGDs de capacidad nominal instalada menor a 1 MW, remitirán a la
Distribuidora, hasta las 10:00 de cada día, la programación de la potencia diaria/horaria a ser
despachada dos días después, con el objeto de que la Distribuidora calcule la proyección de las
demandas que se reflejarán en los puntos de conexión del sistema de distribución al sistema de
transmisión, y que serán reportadas al CENACE un día antes de la operación en tiempo real, en
conformidad con la normativa vigente.
Las plantas pequeñas por lo general operan sin personal altamente calificado, por
lo que esta regulación resulta excesiva. Además la potencia y energía inyectada al
sistema de la distribuidora es absolutamente marginal y no debe alterar el equilibrio
de la demanda. Sería como exigir a un consumidor reportar diariamente en el caso
de que deba entrar a operar un motor, por ejemplo de 100kW.
Se acoge la observaciónSe procederá a eliminar el párrafo en el cual se hace referencia a la citada
obligación.
Corporación para la Investigación
EnergéticaOficio CIE-001-2020 10 17.2.1 Primer párrafo
El despacho de una CGD menor a 1 MW, basada en combustibles fósiles, operada por una EGDH,
será coordinado por la Distribuidora a cuyo sistema eléctrico se encuentre conectada.Se supone que se tratan de centrales que NO utilizan combustibles fósiles. Se da respuesta a observación
La Regulación no restringe el desarrollo de centrales que utilicen combustibles
fósiles. Es posible que la Distribuidora, como resultado de su planificación,
identifique la necesidad de instalar una central térmica basada en este tipo de
combustibles, por la firmeza que puede proporcionarle, para resolver problemas de
calidad o seguridad de su sistema de distribución.
Corporación para la Investigación
EnergéticaOficio CIE-001-2020 11 18.1 Segundo párrafo
En concordancia con lo establecido en la LOSPEE y su Reglamento General, los bienes de las
CGDs operadas por EGDHs privadas y de la economía popular y solidaria que hayan suscrito un
Contrato de Concesión, y las EGDHs de economía mixta que dispongan de una Autorización de
Operación, serán revertidos y transferidos al Estado ecuatoriano al final del período de concesión,
sin costo alguno. En caso el Ministerio rector del sector eléctrico determine que los bienes no
convienen a los intereses nacionales, se reserva el derecho de no recibir los bienes afectos, y estos
serán retirados por la EGDH a su costo, en sujeción a lo que establezca la Autoridad Ambiental
competente, y en conformidad al procedimiento que se estipule en el Título Habilitante.
Este concepto (reversión de los bienes al estado) puede estar bien para centrales
grandes o medianas al final de un período de concesión relativamente largo. Pero
para microcentrales, que es el caso de la generación distribuida no es apropiado,
Se espera que la generación distribuida sea una industria de alto crecimiento y por
lo tanto cabe esperar que existan cientos de plantas pequeñas con diversidad de
tecnología: hidro, biomasa, solar, viento, etc. El estado se vería en problemas si
tendría que hacerse cargo, después de algunos años, de tanta variedad de plantas.
Finalmente se perderían. La propiedad de estas plantas debe ser fácilmente
transferible por venta, leasing o arrendamiento. Solamente notificando a la
Distribuidora en la que está registrada, o al ARCONEL de ser el caso.
Se da respuesta a observación
Tanto la LOSPEE como su Reglamento General establecen la obligación de que las
centrales de generación de empresas de economía mixta, privadas, y de la
economía popular y solidaria sean revertidas al Estado. No se establece alguna
excepción.
De todas formas, la misma LOSPEE y su Reglamento General abren la posibilidad
de que, en caso de que los bienes no convengan a los intereses nacional, el Estado
se reserva el derecho de no recibirlos, y estos deben ser retirados a costo de la
empresa.
Las condiciones que se establecerían para el efecto, según lo determine el
MERNNR, se incorporarían en el Título Habilitante, más no es un tema que debe
ser regulado.
Corporación para la Investigación
EnergéticaOficio CIE-001-2020 12 19.1 Segundo párrafo
Las EGDHs públicas propietarias de CGDs de capacidad nominal instalada menor a 1 MW
venderán toda su energía generada a la Distribuidora a cuyas redes se encuentre
conectada, a través de un CRCD.
Parece bien!
Entidad Documento No. Numeral Texto Original Texto propuesto Observación Resolución de la Observación Respuesta
RESPUESTA
Matriz de observaciones al proyecto de Regulación
«Marco normativo para la participación de la Generación Distribuida»
Difusión Externa
REVISIÓN
Corporación para la Investigación
EnergéticaOficio CIE-001-2020 13 19.2 Tercer párrafo
En los contratos regulados o en el CRCD que la EGDH suscriba con la/las Distribuidora(s), se
considerará un solo cargo variable, en USD/MWh, con el cual se determinará los valores que la/las
Distribuidora(s) pagarán a la EGDH por la energía a ellas entregada. El cargo variable corresponderá
al Costo Nivelado de la Energía – LCOE, el cual será calculado aplicando la metodología que
apruebe la ARCONEL.
El LCOE corresponde a la relación de las inversiones actualizadas con una tasa y la
producción de energía también actualizada con la misma tasa. El Departamento de
Energía USA (NREL) tiene un método de cálculo fácil de usar:
http://www.nrel.gov/analysis/tech_lcoe.html
ARCONEL debería explicitar la metodología y los valores para cada una de las
tecnologías de generación.Se desconoce cuál es la metodología para calcular el
LCOE y cuando serán mostrados los valores por el ARCONEL. Se sugiere tomar
en cuenta la siguiente wiki metodología:
https://en.wikipedia.org/wiki/Cost_of_electricity_by_source
SE da respuesta a observación La metodología ya fue aprobada por ARCONEL
Corporación para la Investigación
EnergéticaOficio CIE-001-2020 14 20.2 Segunda viñeta
Las EGDHs propietarias de CGDs de capacidad menor a 1MW que solo hayan suscrito contratos
regulados o un CRCD, instalarán el equipamiento primario y los medidores registradores que
cumplan con las especificaciones establecidas
en la Regulación Nro. ARCONEL 001/16, Sistema de Medición Comercial – SISMEC – del
Sector Eléctrico Ecuatoriano, o la que la sustituya, con la particularidad de que los protocolos
de comunicación para mediciones remotas, se sujetarán a las especificaciones que establezca la
Distribuidora
Pueden haber casos en que la generación se conecta en la cola de un primario de
distribución ubicado en zona remota y es imposible realizar mediciones remotas.
En estos casos se podría pensar en la lectura de los medidores en sitio del mismo
modo que se realiza con los consumidores rurales.
No se acoge la observación
De la experiencia que ARCONEL ha tenido en relación a la implementación de
sistemas de medición comercial, incluso en centrales pequeñas ubicadas en sitios
lejanos, no se ha advertido, hasta el momento, dificultades teconológicas para
implementar los equipos y sistemas necesarios para realizar las mediciones
remotas.
Empresa Eléctrica QuitoMemorando Nro. EEQ-GG-2020-0003-ME
04 de enero de 20201 6
Una central de generación de energía eléctrica es considerada como generación distribuida si
cumple los siguientes principios:
Es de capacidad nominal menor a 10 MW.
No hay modificaciónConsulta: ¿En base a qué regulación, estudio o literatura se toma el valor de
capacidad mencionada (10 MW)? Se da respuesta a observación
El proyecto de Regulación está proponiendo que las centrales de generación
distribuida sean aquellas que se conecten a redes de bajo voltaje y a alimentadores
de medio voltaje. Considerando esta premisa se efectuó un análisis estadístico de
los calibres de los conductores típicos que son instalados en las redes de medio
voltaje y de los voltajes de operación, estableciéndose que el mayor porcentaje de
los alimentadores de medio voltaje estarían en capacidad de admitir centrales de
generación de hasta 10 MW. De todas formas se recuerda que la capacidad
máxima que una Distribuidora podrá autorizar a conectarse a su sistema eléctrico
estará sujeta al análisis de factibilidad que se describe en el mismo proyecto de
Regulación.
Empresa Eléctrica QuitoMemorando Nro. EEQ-GG-2020-0003-ME
04 de enero de 20202 7
Las CGDs podrán ser desarrolladas por las siguientes personas naturales o jurídicas:
a) Empresas Públicas o Mixtas habilitadas para realizar la actividad de generación, para el desarrollo
de proyectos específicos que constan en el PME.
No hay modificaciónConsulta: ¿Existe una normativa legal vigente en el país sobre la conformación de
una Empresa Mixta ?
Empresa Eléctrica QuitoMemorando Nro. EEQ-GG-2020-0003-ME
04 de enero de 20203 7 - Literal b)
Empresas de Generación Privadas o de la Economía Popular y Solidaria, para el desarrollo de
proyectos específicos basados en fuentes de ERNC que constan en el PME, sin que medie un PPS;
tal condición de delegación será considerada como preferente por tratarse de proyectos de
generación distribuida basados en fuentes de ERNC.
Empresas de Generación Privadas o de la Economía Popular y Solidaria, para el
desarrollo de proyectos específicos basados en fuentes de ERNC que constan en
el PME, sin que medie un PPS; tal condición de delegación será considerada
como preferente por tratarse de proyectos de generación distribuida basados en
fuentes de ERNC.
En la primera página de la regulación se encuentra la frase "Procesos Públicos de
Selección", que se da entender que su acrónimo es PPS. Por lo tanto se debe
colocar dicho acrónimo en la parte 5 de las siglas
No se acoge la observación
Se ha reeditado el texto de la Regulación, y en la nueva versión ya no se hace
referencia a los PPS, por lo tanto, ya no es necesario incluir en la Regulación el
significado de las siglas PPS.
Empresa Eléctrica QuitoMemorando Nro. EEQ-GG-2020-0003-ME
04 de enero de 20204 7 - Literal b)
Empresas de Generación Privadas o de la Economía Popular y Solidaria, para el desarrollo de
proyectos específicos basados en fuentes de ERNC que constan en
el PME, sin que medie un PPS; tal condición de delegación será considerada como preferente por
tratarse de proyectos de generación distribuida basados en fuentes de ERNC.
No hay modificaciónSolicitud: Se debería emitir una normativa que regule la asignación del desarrollo
de proyectos específicos basados en fuentes de ERNC que constan en el PME.Se da respuesta a la observación
La entidad competente para el otorgamiento de Títulos Habilitantes, para el
desarrollo de las actividades de generación, transmisión y distribución y
comercialización, en el sector eléctrico, de acuerdo a la LOSPEE, es el Ministerio
de Energía y Recursos Naturales no Renovables, por lo tanto, corresponderá a
dicha entidad emitir los procedimientos que considere pertinente para delegar a las
empresas de generación la ejecución de cualquier tipo de proyecto.
Empresa Eléctrica QuitoMemorando Nro. EEQ-GG-2020-0003-ME
04 de enero de 20205 10.1
La capacidad nominal acumulada de CGDs para las cuales una Distribuidora podrá autorizar la
conexión a sus redes eléctricas, para los casos señalados en los literales c) y d) del numeral 7 de
esta Regulación, no será mayor que el 3% de la demanda máxima de la Distribuidora registrada en
el año inmediato anterior a la fecha de solicitud de la factibilidad de conexión.
No hay modificación
Consulta: ¿Por qué la restricción de un 3% de de la demanda máxima de la
Distribuidora registrada en el año inmediato anterior?. La mencionada restricción
tendría afectación directa en distribuidoras con demandas bajas (EE. Azogues, EE.
Galapagos, donde no podrá aprobarse en el caso mas de 1MW o 300kW en el
otro).
Se da respuesta a la observación
El límite del 3% aplica exclusivamente para centrales que no provengan del PME, y
que estén habilitadas para vender sus excedentes a la demanda regulada
(Distribuidoras).
Este límite se hace necesario por lo siguiente:
1) Evitar que se produzcan diferencias importantes en los costos de generación que
asume cada Distribuidora, que podría generar una distorsión en el concepto de
precio único de generación, considerando que a las centrales menores a 1 MW,
que se espera que sean las que tengan mayor desarrollo, se les otorgará la
condición preferente de que puedan vender exclusivamente a la Distribuidora a
cuyas redes se encuentra conectada.
2) No comprometer a la demanda regulada a comprar energía a precios que
podrían no necesariamente ser eficientes al no ser el resultado de un proceso
competitivo (PPS);
3) Evitar que los costos de distribución y transmisión sean asumidos por un
universo menor de consumidores regulados (los que no disponen de una CGD),
pues, en conformidad con lo previsto en el proyecto de Regulación, el consumidor
que instale una CGD dejaría de cancelar la parte correspondiente a los
componentes del costo de distribución y transmisión, por la energía que no sea
requerida de la red.
Empresa Eléctrica QuitoMemorando Nro. EEQ-GG-2020-0003-ME
04 de enero de 20206 10.2
La Distribuidora deberá iniciar el trámite para el análisis de la factibilidad de conexión de una nueva
CGD, a las redes de bajo voltaje, siempre y cuando se cumpla que:
Una vez que se ingresó la solictitud de factibilidad por parte EPGD o EGDH a la
Distribuidora, esta deberá iniciar el trámite para el análisis de la factibilidad de
conexión de una nueva CGD, a las redes de bajo voltaje1, siempre y cuando se
cumpla que:
En el texto original da entender que el trámite en si lo INICIA la distribuidora.
Debe ser más explicito.Se acoge la observación Se realizará el ajuste respectivo.
Empresa Eléctrica QuitoMemorando Nro. EEQ-GG-2020-0003-ME
04 de enero de 20207 10.2
DminBV-D Demanda mínima registrada en bornes de bajo voltaje del transformador que alimenta
a la red de bajo voltaje, en los últimos 12 meses, en horas diurnas (De 06:00 a 18:00)
DminBV-D Demanda mínima registrada en bornes de bajo voltaje del
transformador que alimenta a la red de bajo voltaje, con una medición de al
menos 7 días realizada dentro de los últimos 12 meses, en horas diurnas (De
06:00 a 18:00)
La obtención de este parámetro en la mayoria de los casos será inaplicable ya que
de la manera en la cual está redactado implica tener medición totalizadora en todos
los transformadores de la red, lo cual ninguna empresa distribuidora del país
cuenta en su totalidad
Se acoge la observación Se realizará el ajuste respectivo.
Empresa Eléctrica QuitoMemorando Nro. EEQ-GG-2020-0003-ME
04 de enero de 20208 10.2
DminBV-N Demanda mínima registrada en bornes de bajo voltaje del transformador que alimenta
a la red de bajo voltaje, en los últimos 12 meses, en horas diurnas (De 06:00 a 18:00)
DminBV-N Demanda mínima registrada en bornes de bajo voltaje del
transformador que alimenta a la red de bajo voltaje, con una medición de al
menos 7 días realizada dentro de los últimos 12 meses, en horas diurnas (De
06:00 a 18:00)
La obtención de este parámetro en la mayoria de los casos será inaplicable ya que
de la manera en la cual está redactado implica tener medición totalizadora en todos
los transformadores de la red, lo cual ninguna empresa distribuidora del país
cuenta en su totalidad
Se acoge la observación Se realizará el ajuste respectivo.
Empresa Eléctrica QuitoMemorando Nro. EEQ-GG-2020-0003-ME
04 de enero de 20209 10.3 CLMV Capacidad de la línea de medio voltaje a la que se desea conectar la CGD
CLMV Capacidad mínima de conductores de la red de medio voltaje a la que se
desea conectar la CGD, considerando todos los tramos de la troncal desde la
subestación hasta el punto de conexión de la CGD
En el caso de las redes de alimentadores primarios, estos a diferencia de las lineas
de transmisión NO tienen un solo calibre de conductor en todo su recorrido
pudiendo ser de 500MCM a 4AWG, los cuales cuentan con una diferencia muy
grande es su capacidad, por lo que es necesario especificar a que capacidad se
refiere (a la del 500MCM de la salida del alimentador primario o a la del 4AWG que
se puede presentar en alguna parte del trayecto de la troncal primaria)
Se acoge la observación Se realizará el ajuste respectivo.
Empresa Eléctrica QuitoMemorando Nro. EEQ-GG-2020-0003-ME
04 de enero de 202010
11.1 Solicitud de factibilidad
de conexión de una central de
GD
En este Formulario se consignan los datos generales del Proponente, de la CGD prevista a
instalarse, así como del punto de la red donde se prevé conectar la CGD. En el formulario la
Distribuidora hará constar la fecha de recepción del mismo. Adicionalmente la Distribuidora asignará
a la solicitud un Código Único de Trámite, con el cual el Proponente podrá realizar las consultas y
seguimiento sobre el estado de avance de su solicitud, ya sea de manera presencial o vía Web.
No hay modificaciónConsulta: ¿Cuál es el formato y/o nomenclatura del Código Único de Trámite? O
queda a disposición de la DistribuidoraSe da respuesta a observación Cada Distribuidora definirá la nomenclatura del código
Entidad Documento No. Numeral Texto Original Texto propuesto Observación Resolución de la Observación Respuesta
RESPUESTA
Matriz de observaciones al proyecto de Regulación
«Marco normativo para la participación de la Generación Distribuida»
Difusión Externa
REVISIÓN
Empresa Eléctrica QuitoMemorando Nro. EEQ-GG-2020-0003-ME
04 de enero de 202011 11.3.1.1.
La Distribuidora, dentro de un plazo de siete (7) días contados a partir de la recepción
de la solicitud, otorgará al Proponente, sin más trámite, la factibilidad de conexión en la que se
establecerá el esquema de conexión, las características de los equipos de
seccionamiento y protección requeridos para la conexión, y las condiciones de operación que deberá
cumplir la CGD en régimen de operación normal y de falla de la red de distribución.
La Distribuidora, dentro de un plazo de ventiún (21) días contados a partir de la
recepción
de la solicitud, otorgará al Proponente, sin más trámite, la factibilidad de conexión
en la que se establecerá el esquema de conexión, las características de los
equipos de
seccionamiento y protección requeridos para la conexión, y las condiciones de
operación que deberá cumplir la CGD en régimen de operación normal y de falla
de la red de distribución.
En concordancia a lo señalado para el numeral 10.2 es inaplicable dicho plazo ya
que para realizar cualquier análisis es necesario realizar un registro de demanda a
nivel de bornes de baja de un transformador, dentro del cual solo el periodo de
medición para obtener un registro confiable es de siete (7) días a ello hay que
sumar el periodo de instalación, retiro, procesamiento y generación de informes,
adicionalmente hay que considerar que con la Regulación ARCONEL 005/18, el
incremento de mediciones en BV no permitirá tener equipos disponibles para este
fin.
Se acoge parcialmente el texto
propuesto
Se analizará el plazo prudente para que la Distribuidora otorgue la factibilidad de
conexión en estos casos, considerando lo señalado en la observación.
Empresa Eléctrica QuitoMemorando Nro. EEQ-GG-2020-0003-ME
04 de enero de 202012 11.3.1.2.
La Distribuidora evaluará preliminarmente el desequilibrio de voltaje que la operación de la CGD
causaría en la red de bajo voltaje o en la línea de medio voltaje a la cual se vaya a conectar; si el
incremento del desequilibrio de voltaje que causaría la incorporación de la CGD es menor al 3%, la
Distribuidora otorgará al Proponente, sin más trámite, dentro de un plazo de siete (7) días contados
a partir de la recepción de la solicitud, la factibilidad de conexión en la que se establecerá el
esquema de conexión, las características de los equipos de seccionamiento y protección requeridos
para la conexión, y las condiciones de operación que deberá cumplir la CGD en régimen de
operación normal y de falla de la red de distribución.
La Distribuidora evaluará preliminarmente el desequilibrio de voltaje que la
operación de la CGD causaría en la red de bajo voltaje o en la línea de medio
voltaje a la cual se vaya a conectar; si el incremento del desequilibrio de voltaje
que causaría la incorporación de la CGD es menor al 3%, la Distribuidora otorgará
al Proponente, sin más trámite, dentro de un plazo de ventiún (21) días contados
a partir de la recepción de la solicitud, la factibilidad de conexión en la que se
establecerá el esquema de conexión, las características de los equipos de
seccionamiento y protección requeridos para la conexión, y las condiciones de
operación que deberá cumplir la CGD en régimen de operación normal y de falla
de la red de distribución.
En concordancia a lo señalado para el numeral 10.2 es inaplicable dicho plazo ya
que para realizar cualquier análisis es necesario realizar un registro de demanda a
nivel de bornes de baja de un transformador, dentro del cual solo el periodo de
medición para obtener un registro confiable es de siete (7) días a ello hay que
sumar el periodo de intalación, retiro, procesamiento y generación de informes,
adicionalmente hay que considerar que con la Regulación ARCONEL 005/18, el
incremento de mediciones en BV no permitirá tener equipos disponibles para este
fin.
Se acoge parcialmente el texto
propuesto
Se analizará el plazo prudente para que la Distribuidora otorgue la factibilidad de
conexión en estos casos, considerando lo señalado en la observación.
Empresa Eléctrica QuitoMemorando Nro. EEQ-GG-2020-0003-ME
04 de enero de 202013 11.3.1.3.
La Distribuidora podrá elaborar los estudios ante requerimiento del Proponente, y los
costos deberán ser reconocidos por el Proponente.No hay modificación
A fin de evitar especulación por parte de algún interesado y apegados a las leyes y
regulaciones antisoborno es necesario que ARCONEL regule los costos a ser
reconocidos por el Proponente a la Distribuidora, o que se fije una tasa en función
de la capacidad CGD y de los estudios requeridos por el servicio.
No se acoge la observación
La Distribuidora es solo una opción que tiene el Proponente para contratar la
elaboración de los estudios. El Proponente, sobre la base de las ofertas de la
Distribuidora y de los profesionales en libre ejercicio, optará por la alternativa que
considere más favorable a sus intereses. Al existir espacio para la competencia, no
se hace necesario regular los precios que la Distribuidora cobraría al Proponente.
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04 de enero de 202014 11.5.1.2.
Una vez que una EPGD pública, de economía mixta, privada o de la economía popular y solidaria,
suscriba un Título Habilitante, la factibilidad de conexión se mantendrá vigente mientras esté
vigente el Título Habilitante.
Una vez que una EPGD pública, de economía mixta, privada o de la economía
popular y solidaria, suscriba un Título Habilitante, la factibilidad de conexión se
mantendrá vigente mientras esté vigente el Título Habilitante.
La Distribuidora podrá modificar dicha factibilidad debido a cambios significativos
de la red de distribución, mientras no se realice la incorporación de la CGD al
sistema.
Debido al dinamismo de la red de distribución de medio y bajo voltaje, no es posible
para las distribuidoras asegurar que las condiciones de operación de la red se
mantengan por períodos de mayores a un (1) año, por lo tanto es necesario se
definan ajustes en puntos de conexión y equipamiento de protección, esto no
implica bajo ningún concepto que se le negará una factibilidad de conexión
previamente ya aprobada, solamente para asegurar la correcta operación de la red
se podrá modificar el sistema de protección o la denominación del punto de
conexión por modificación en la alimentación principal, (ejm: cuando se realice una
transferencia de carga permanente en el que intervenga el alimentador al cual se le
haya otrogado la factibilidad de conexión, el mismo cambiará de denominación).
Se acoge parcialmente la observación Se revisará los aspectos a observarse en caso la Distribuidora requiera modificar las
condiciones de la factibilidad de conexión.
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04 de enero de 202015
Disposiciones Transitorias
Primera
En un término de 90 días contados a partir de la aprobación de esta Regulación, el CENACE y las
Distribuidoras implementarán o adecuarán sus procesos, sistemas de gestión de información y
página Web a fin de que se adapten a las disposiciones establecidas en esta Regulación, según les
corresponda.
En un término de 120 días contados a partir de la aprobación de esta Regulación,
el CENACE y las Distribuidoras implementarán o adecuarán sus procesos,
sistemas de gestión de información y página Web a fin de que se adapten a las
disposiciones establecidas en esta Regulación, según les corresponda.
Se solicita ampliar el plazo a fin de adecuar de mejor manera los procesos, gestión
de la información y página Web, debido a los tiempos en procesos de contratación
de servicios informáticos.
Se acoge la observación Se realizará el ajuste respectivo.
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04 de enero de 202016 14.2
En caso se produzcan eventos de fuerza mayor o caso fortuito que provoquen retrasos en la
construcción, y como consecuencia, el retraso del inicio de operación de la CGD, el Proponente
podrá solicitar a la Distribuidora la extensión del plazo para el inicio de la operación, hasta por
noventa (90) días adicionales.
En caso se produzcan eventos de fuerza mayor o caso fortuito que provoquen
retrasos en la construcción, y como consecuencia, el retraso del inicio de operación
de la CGD, el Proponente podrá solicitar a la Distribuidora la extensión del plazo
para el inicio de la operación, según se justifique el motivo del retraso.
El caso de fuerza mayor o caso fortuito no responden necesariamente a plazos
específicos o definidos.Se acoge el texto propuesto Se realizará el ajuste respectivo.
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04 de enero de 202017 18.1
En concordancia con lo establecido en la LOSPEE y su Reglamento General, los bienes de las
CGDs operadas por EGDHs privadas y de la economía popular y solidaria que hayan suscrito un
Contrato de Concesión, y las EGDHs de economía mixta que dispongan de una Autorización de
Operación, serán revertidos y transferidos al Estado ecuatoriano al final del período de concesión,
sin costo alguno.
No hay modificación
Consulta: ¿Cuando se realice la reversión, los terrenos o propiedades donde esten
ubicadas las CGDs también serán revertidas? ¿Cuáles son los alcances de las
reversiones?
Se da respuesta a observación
El Art. 140 de la LOSPEE señala que los bienes afectos al servicio público deberán
estar detallados en el acta de constatación física y de registro de bienes afectos.
Adicionalmente el Art. 142 de la LOSPEE establece que el Ministerio de Energía y
Recursos Naturales no Renovables establecerá el tratamiento respecto de los
bienes afectos.
Sobre la base de lo manifestado, corresponderá a la citada Cartera de Estado
establecer los alcances de las reversiones, mas no es un tema que debe ser
abordado en Regulación.
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06 de enero de 20201
Pag. 7 a) Para centrales solares sin capacidad de almacenamiento a) Para CGDs por fuentes renovables no convencionales sin capacidad de
almacenamiento
Diferenciar sistemas de generación con y sin almacenamiento.
No se acoge el texto propuesto.
No se acoge la obaervación
Lo que se calcula con las ecuaciones (1) y (2) incluidas en el proyecto de
Regulación es la máxima capacidad de generación que se pudiera agregar a una
red de bajo voltaje de tal forma que no cause un flujo de corriente en sentido inverso
por el transformador de distribución durante las horas diurnas, por lo tanto, para
asegurar esta condición, la capacidad instalada en centrales de generación
distribuida en una red de bajo voltaje deberá ser menor o igual que la demanda
mínima registrada en los bornes de bajo voltaje del transformador de distribución.
Si es una central solar sin capacidad de almacenamiento, entonces lo que se
requiere verificar es la capacidad disponible de la red en horas diurnas pues su
generación solo se limitará a dicho horario.
Para cualquier otra tecnología, o para centrales solares con capacidad de
almacenamiento, la generación puede darse en cualquier hora del día, por lo tanto,
adicionalmente se hace necesario verificar la capacidad disponible de la red en
horario nocturno. La capacidad de generación que se podrá instalar en este caso
será la menor de las dos capacidades disponibles de la red (diurna y nocturna).
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Pag. 8 Capacidad disponible, en horario diurno (De 06:00 a 18:00), del transformador que alimenta a la red
de bajo voltaje a la cual se desea conectar la CGD
Capacidad disponible del transformador que alimenta a la red de bajo voltaje a la
cual se desea conectar la CDG, en horas de disponibilidad de recurso
El horario diurno se debe a la generación solar entre esas horas?. La
recomendación es generalizar para cualquier tipo de central de generación
distribuida por fuentes renovables.
No se acoge el texto propuesto.
Se da respuesta a la observación.Considerar la respuesta dada a la observación No. 1
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Pag. 8 Demanda mínima registrada en bornes de bajo voltaje del transformador que alimenta a la red de
bajo voltaje, en los últimos 12 meses, en horas diurnas (De 06:00 a 18:00)
Demanda mínima registrada en bornes de bajo voltaje del transformador que
alimenta a la red de bajo voltaje, en los últimos 12 meses, en horas de
disponibilidad de recurso
En horas (De 06:00 a 18:00) únicamente sería para CGD con tecnologías solaresNo se acoge el texto propuesto.
Se da respuesta a la observación.Considerar la respuesta dada a la observación No. 1
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Pag. 8 b) Para CGDs no solares, o solares con capacidad de almacenamiento, a más de verificar el
cumplimiento de lo señalado en a), se verificará lo siguiente:
b) Para CGDs por fuentes renovables no convencionales con capacidad de
almacenamiento, se verificará lo siguiente:
Diferenciar sistemas de generación con y sin almacenamiento. No se acoge el texto propuesto.
Se da respuesta a la observación.Considerar la respuesta dada a la observación No. 1
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Pag. 8 La suma de capacidades nominales de las CGDs distribuida solares sin capacidad de
almacenamiento:
Sugerencia: Eliminar No aplicaría incluir esto dado que solar se consideraría al igual que todas las CGDs,
incluido en:
Se acoge la observaciónSe procederá a simplificar la ecuación (2) señalada en el numeral 10.2 del proyecto
de Regulación. 𝐶𝐺𝐷𝑠𝐵𝑉−𝑆𝑆𝐴 𝐶𝐺𝐷𝑠𝐵𝑉−𝑁𝑆
Entidad Documento No. Numeral Texto Original Texto propuesto Observación Resolución de la Observación Respuesta
RESPUESTA
Matriz de observaciones al proyecto de Regulación
«Marco normativo para la participación de la Generación Distribuida»
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REVISIÓN
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Pag. 8 Suma de las capacidades nominales de las CGDs no solares, conectadas, o previstas a conectarse
(que disponen de factibilidad de conexión vigente) en la red de bajo voltaje a la cual se desea
conectar la nueva CGD
Suma de las capacidades nominales de las CGDs, conectadas, o previstas a
conectarse (que disponen de factibilidad de conexión vigente) en la red de bajo
voltaje a la cual se desea conectar la nueva CGD
La recomendación es generalizar para cualquier tipo de central de generación
distribuida que pueda incoporarse a la redSe acoge parcialmente el texto
propuesto.
Se acoge parcialmente la observación
Se realizará un ajuste a la ecuación (2) señalada en el numeral 10.2 del proyecto de
Regulación; y, en consecuencia, se ajustará el significado de cada componente de
la fórmula.
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Pag. 8 Suma de las capacidades nominales de las CGDs solares con capacidad de almacenamiento,
conectadas, o previstas a conectarse (que disponen de factibilidad de conexión vigente) en la red de
bajo voltaje a la cual se desea conectar la nueva central
Suma de las capacidades de almacenamiento de las CGDs, conectadas, o
previstas a conectarse (que disponen de factibilidad de conexión vigente) en la red
de bajo voltaje a la cual se desea conectar la nueva central
Se recomienda que únicamente incluya la capacidad de almacenamiento, la cual
deberá ser determinada y especificada en la presente regulación
No se acoge el texto propuesto
No se acoge la observación
La capacidad de almacenamiento de una central de generación es de tipo
energético, en tanto que la capacidad de potencia de la central está determinada
por la capacidad del inversor en el caso de centrales basadas en esta tecnología; o,
del generador (síncrono/asíncrono), en otros casos.
Lo que se quiere precautelar con las ecuaciones señaladas en (1) y (2) es que, ante
la operación simultánea de todas las centrales de generación, la suma de las
"potencias" de las centrales de generación conectadas a la red de bajo voltaje no
sea superior a la demanda mínima reflejada en los bornes de bajo voltaje del
transformador, de tal forma que no se dé un flujo de corriente en sentido inverso por
el transformador de distribución.
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06 de enero de 20208
Ecuación (2) Se recomienda CGD de forma general y no separar solar del resto
Se acoge la observaciónSe procederá a simplificar la ecuación (2) señalada en el numeral 10.2 del proyecto
de Regulación.
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06 de enero de 20209
Pag. 8 b) Para CGDs no solares, o solares con capacidad de almacenamiento, a más de verificar el
cumplimiento de lo señalado en a), se verificará lo siguiente:
Sugerencia: Eliminar Se recomienda eliminar la opción b), dado que en la ecuación expuesta en la
sugerencia 7, comprende ello. No se acoge la observación Considerar la respuesta dada a la observación No. 1
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Pag. 8 Demanda mínima: Sugerencia: Incluir la forma de estimación de la demanda mínima Sugerencia: no se conoce como se determina esta demanda en los últimos 12
meses, la cual no tome valores atípicos si se toma el mínimo de todos los datos,
considerados en una serie temporal
Se acoge la observaciónSe incorporarán a la Regulación algunos criterios para que las Distribuidoras
determinen la DminBV-D
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06 de enero de 202011
4 Generador de Emergencia: Grupo de generación de propiedad de una persona natural o
jurídica no habilitada para realizar la actividad de generación, instalado junto a su carga y no
sincronizado a la red del servicio público de energía eléctrica, que permite abastecer de electricidad
a dicha carga, en caso de interrupción del servicio público de energía eléctrica
Generador de Emergencia: Grupo de generación de propiedad de una
persona natural o jurídica, instalado junto a su carga y no sincronizado a la red del
servicio público de energía eléctrica, que permite abastecer de electricidad a dicha
carga, en caso de interrupción del servicio público de energía eléctrica
Se entiende que las personas naturales o jurídicas habilitadas para realizar la
actividad de generación no están impedidas de ser propietarias de generadores de
emergencia (por ejemplo la Regulación CONELEC-003/10 no hace esta distinción
en su definición)
Se acoge parcialmente el texto
propuesto.
Se acoge la observación
S realizará el ajuste a la redacción a fin de aclarar el concepto de generador de
Emergencia
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06 de enero de 202012
10.4 No se especifica a que corresponde la variable h. Si corresponde a hora no debiera
ir en la fórmula
No se acoge el texto propuesto.
No se acoge la observación
Las unidades de CAE están en kWh, por lo tanto en el denominador debe constar
la unidad h a fin de que el CGDC esté en kW.
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06 de enero de 202013
Ecuación (8) Se propone esta ecuación que incluye el AÑO, dada la condición de la Energía
mensual facturada al consumidor en cada uno los meses anteriores al mes i dentro
del cual el consumidor realiza la solicitud de factibilidad de conexión
No se acoge el texto propuesto.
Se da respuesta a la observación.
El sub-índice i solo se refiere al mes dentro del cual el consumidor realiza la
solicitud de factibilidad de conexión. En un momento, i puede ser marzo, en otra
ocasión, i puede ser abril, y así; la idea no es pasar el subíndice a un valor
númerico.
Lo que se quiere indicar es que, a partir del mes i (dentro del cual se realiza la
solicitud de factibilidad de conexión), cualquiera sea este, se tomará la información
de facturación de los 12 meses anteriores, para calcular el Consumo Anual
Estimado de Energía del Consumidor - CAE.
Por ejemplo, si la solicitud de factibilidad de conexión se realiza en el mes de marzo
de 2020, al cual se lo llamará el mes i, para el calculo del CAE se tomará las
energías facturadas de los 12 meses anteriores, es decir, de marzo a diciembre de
2019 y de enero a febrero de 2020, los cuales corresponden a los meses i-1, i-2, i-
3....i-12.
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06 de enero de 202014
Pag. 10 Energía mensual facturada al consumidor en cada uno los meses anteriores al mes i dentro del cual
el consumidor realiza la solicitud de factibilidad de conexión (kWh), con n = [0 11]
Energía mensual facturada al consumidor en cada uno los meses anteriores al mes
i dentro del cual el consumidor realiza la solicitud de factibilidad de conexión
(kWh), con n = [1 12]
El contador n recorre de 1 a 12, no de 0 a 11.
Se acoge el texto propuesto. Se realizará el ajuste respectivo.
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06 de enero de 202015
20.3 Las especificaciones generales del equipo de medición bidireccional se establecen en el
Anexo 5 de esta Regulación.
Las especificaciones generales del equipo de medición bidireccional se establecen
en el
Anexo 5 de esta Regulación.
No se incluye el Anexo 5 en la Regulación
Se acoge la observación Se realizará una revisión de los anexos de la Regulación.
Instituto de Investigación Geológico
y Energético
Oficio Nro. IIGE-IIGE-2020-0010-O
06 de enero de 202016
Ecuación (16) Considerar formalizar la Ecuación (16) al igual que lo propuesto en la Ecuación (8),
con el fin de que en la sumatoria se reflejen meses positivos en base al periodo de
análisis y se incluya el AÑO de análisis. Además, es muy importante que los
contadores en la sumatoria reflejen los mismos intervalos considerados en la
Ecuación (8), donde n = [1 12]. El -1 corrige que el contador inicie en el mes al
concluir el periodo de consumo i
No se acoge el texto propuesto.
Se da respuesta a la observación.
El sub-índice i solo se refiere al mes para el cual se va a realizar la liquidación
comercial de la energía. En un momento, i puede ser marzo, en otra ocasión, i
puede ser abril, y así; la idea no es pasar el subíndice a un valor númerico.
Lo que se quiere indicar es que, del mes i, cualquiera sea este, se tomará la
información de los Saldos de Energía Equivalente - SEE, de los últimos 12 meses,
incluyendo el mes de facturación, para calcular el Saldo de Energía Equivalente
Acumulado - SEEA al concluir el mes i.
Por ejemplo, si se quiere calcular el SEEA con corte al mes de marzo de 2020, al
cual se lo llamará el mes i, se tomarán los SEE de los últimos 12 meses, es decir,
de abril a diciembre de 2019 y de enero a marzo de 2020, los cuales corresponden
a los meses i, i-1, i-2....i-11.
Empresa Eléctrica Regional Norte
S.A.
Oficio Nro. EMELNORTE-PE-2020-0028-OF
10 de enero de 20201 4 Definiciones Debería ser en orden numeral 5 Se acoge la observación Siglas y Acrónimos pasará a ser numeral 4 y Definiciones pasará a ser numeral 5
Empresa Eléctrica Regional Norte
S.A.
Oficio Nro. EMELNORTE-PE-2020-0028-OF
10 de enero de 20202 5 Siglas y acrónimos
Debería ser en orden numeral 3; para que se entienda cada una de las
abreviaturas en las definiciones, al igual como se ordena en los demás proyectos
de Regulación.
Se acoge parcialmente la observación Siglas y Acrónimos pasará a ser numeral 4 y Definiciones pasará a ser numeral 5
Empresa Eléctrica Regional Norte
S.A.
Oficio Nro. EMELNORTE-PE-2020-0028-OF
10 de enero de 20203 7 literal b)
No existe en las siglas y acrónimos ni como definición el significado de PPS; a
pesar que en el Reglamento de la LOSPEE; si está definido; debería definirse aquí
tambien en el Proyecto de Regulación.
No se acoge la observación
Se ha reeditado el texto de la Regulación, y en la nueva versión ya no se hace
referencia a los PPS, por lo tanto, ya no es necesario incluir en la Regulación el
significado de las siglas PPS.
Empresa Eléctrica Regional Norte
S.A.
Oficio Nro. EMELNORTE-PE-2020-0028-OF
10 de enero de 20203 11.3.1.2
…........; si el incremento del desequilibrio de voltaje que causaría la incorporación de la CGD es
menor al 3%, la Distribuidora otorgará al Proponente, sin más trámite, dentro de un plazo de siete
(7) días contados a partir de la recepción de la solicitud
…........; si el incremento del desequilibrio de voltaje que causaría la incorporación
de la CGD es menor al 2%, la Distribuidora otorgará al Proponente, sin más
trámite, dentro de un plazo de siete (7) días contados a partir de la recepción de la
solicitud
La Regulación ARCONEL - 005/18 indica que el máximo porcentaje de
desequilibrio es del 2% para todos los niveles de voltaje.
Se acoge el texto propuesto.
Se acoge la observaciónSe realizará el ajuste respectivo.
Empresa Eléctrica Regional Norte
S.A.
Oficio Nro. EMELNORTE-PE-2020-0028-OF
10 de enero de 20204 11.3.1.3 literal d) En un plazo de quince (15) días
Es poco el tiempo para establecer las obras o adecuaciones requeridas para la
conexión a la red de distribuciónSe acoge el texto propuesto Se realizará el ajuste respectivo.
Empresa Eléctrica Regional Norte
S.A.
Oficio Nro. EMELNORTE-PE-2020-0028-OF
10 de enero de 20205 11.3.1.3 literal e) plazo de siete (7) días contados a partir de la recepción de la solicitud
Es poco el tiempo para establecer el esquema de conexión, así como las
características de los equipos de seccionamiento y protección requeridos para la
conexión a la red de distribución.
Se acoge el texto propuesto Se realizará el ajuste respectivo.
Empresa Eléctrica Regional Norte
S.A.
Oficio Nro. EMELNORTE-PE-2020-0028-OF
10 de enero de 20206 14.2 la extensión del plazo para el inicio de la operación, hasta por noventa (90) días adicionales.
El tiempo de extensión en el plazo debería ser concordante con el tiempo que
duren los eventos de fuerza mayor o caso fortuito y que provoquen retrasos en la
construcción, es decir no se debe definir un tiempo máximo.
Se acoge la observación Se realizarán los ajustes respectivos.
𝐶𝐷𝐵𝑉−𝐷 = 𝐷𝑚𝑖𝑛𝐵𝑉−𝐷 −
𝐶𝐺𝐷𝑠𝐵𝑉−𝑁𝑆
+
𝐶𝐺𝐷𝑠𝐵𝑉−𝑆𝐶𝐴
𝐶𝐷𝐵𝑉−𝐷 = 𝐷𝑚𝑖𝑛𝐵𝑉−𝐷 −
𝐶𝐺𝐷𝑠𝐵𝑉−𝑁𝑆
+
𝐶𝐺𝐷𝑠𝐵𝑉−𝑆𝑆𝐴
+
𝐶𝐺𝐷𝑠𝐵𝑉−𝑆𝐶𝐴
𝐷𝑚𝑖𝑛𝐵𝑉−𝐷
𝐶𝐴𝐸 =
𝑛=1
12
𝐸𝐹(𝑖−𝑛) 𝐴 =
𝑛=1
12
𝐸𝐹 𝑖−𝑛 𝐴Ñ𝑂 𝑠𝑖 𝑖 − 𝑛 > 0
𝐵 =
𝑛=1
12
𝐸𝐹 12+𝑖−𝑛 (𝐴Ñ𝑂−1) 𝑠𝑖 (𝑖 − 𝑛) ≤ 0
𝐶𝐴𝐸 = 𝐴 + 𝐵
𝑖ܣܧܧܵ =
𝑛=0
11
𝑆𝐸𝐸(𝑖−𝑛)𝐴 =
𝑛=1
12
𝑆𝐸𝐸 𝑖−𝑛−1 𝐴Ñ𝑂 𝑠𝑖 𝑖 − 𝑛 > 1
𝐵 =
𝑛=1
12
𝑆𝐸𝐸 12+𝑖−𝑛−1 (𝐴Ñ𝑂−1) 𝑠𝑖 (𝑖 − 𝑛) ≤ 1
𝑖ܣܧܧܵ = 𝐴 + 𝐵
Entidad Documento No. Numeral Texto Original Texto propuesto Observación Resolución de la Observación Respuesta
RESPUESTA
Matriz de observaciones al proyecto de Regulación
«Marco normativo para la participación de la Generación Distribuida»
Difusión Externa
REVISIÓN
Empresa Eléctrica Regional Norte
S.A.
Oficio Nro. EMELNORTE-PE-2020-0028-OF
10 de enero de 20207 19
Las transacciones de electricidad que una EGDH podrá realizar en el mercado
eléctrico, y los aspectos a considerarse con relación a la liquidación de la energía generada son los
siguientes:
Las transacciones comerciales que una EGDH podrá realizar en el
mercado eléctrico, y los aspectos a considerarse con relación a la liquidación de la
energía generada son los siguientes:
No existen transacciones de electricidad.Se acoge parcialmente el texto
propuesto.Se realizarán los ajustes respectivos.
Empresa Eléctrica Regional Norte
S.A.
Oficio Nro. EMELNORTE-PE-2020-0028-OF
10 de enero de 20208 19.4
La energía producida por una CGD de propiedad de un consumidor estará destinada a abastecer
sus propios requerimientos de energía.
Mejorar redacción, a pesar que la energía producida está destinada a abastecer
sus propios requerimientos, también en el apartado transacciones comerciales, se
evidencia que puede tambier entregar energía a la distribuidora.
Se acoge la observación. Se realizará el ajuste respectivo.
Empresa Eléctrica Regional Norte
S.A.
Oficio Nro. EMELNORTE-PE-2020-0028-OF
10 de enero de 20209 19.4.1.3
Una vez cubierta la energía equivalente faltante del consumidor, la Distribuidora procederá a
actualizar el SEEAi, y los SEE(i-n).
La parte o la totalidad del SEE-11 que no sea utilizado en el mes i caducará en dicho mes.
Una vez cubierta la energía equivalente faltante del consumidor, la Distribuidora
procederá a actualizar el SEEAi, y los SEE(i-n). La parte o la totalidad del SEE-11
que no sea utilizado en el mes i caducará en dicho mes.
Parece que debe ser punto seguido por que el segundo párrafo está incompleto.Se acoge el texto propuesto.
Se acoge la observaciónSe realizarán los ajustes respectivos.
Empresa Eléctrica Regional Norte
S.A.
Oficio Nro. EMELNORTE-PE-2020-0028-OF
10 de enero de 202010
Disposición Transitoria
primera
Primera.- En un término de 90 días contados a partir de la aprobación de esta Regulación, el
CENACE y las Distribuidoras implementarán o adecuarán sus procesos, sistemas de gestión de
información y página Web a fin de que se adapten a las disposiciones establecidas en esta
Regulación, según les corresponda.
Primera.- En un término de 180 días contados a partir de la aprobación de
esta Regulación, el CENACE y las Distribuidoras implementarán o adecuarán sus
procesos, sistemas de gestión de información y página Web a fin de que se
adapten a las disposiciones establecidas en esta Regulación, según les
corresponda.
El plazo debería ser de 180 días Se acoge parcialmente la observación Se realizará el ajuste respectivo.
SUNCONSERVATION S.A. SUN-0254-0120-ARCONEL 1 13. i)
El plazo de vigencia del Certificado de Calificación será igual al tiempo de vida útil de las CGD.
Tecnología: VIDA UTIL
Fotovoltaica: 20 AÑOS
El plazo de vigencia del Certificado de Calificación será igual al tiempo de vida útil
de las CGD.
Tecnología: VIDA UTIL
Fotovoltaica: 25 AÑOS (con garantía de 25 años del fabricante por
comportamiento lineal de paneles solares, es decir una perdida natural de
eficiencia del 0,5%)
Hace 20 años los paneles solares tenían 20 años de vida útil y todavía siguen
funcionando con un valor residual de generación por arriba del 60%.
Con la tecnología actual los PANELES SOLARES E INVERSORES TIENEN UNA
VIDA UTIL entre 40 y 45 años, de los cuales los fabricantes de paneles con
categorizacion Tier 1 (ranking 1) ofrecen una garantía de comportamiento lineal de
generacion de hasta por 25 años (es decir una perdida natural de eficiencia del
0,05% ANUAL)
Con un Título Habilitante de 25 años, el Estado recibiría "sin costo" una planta
generadora con un tiempo de vida util adicional entre 15 o 20 años (es decir entre
el 38 y 44% DE SU VIDA UTIL) y una potencia garantizada por el fabricante de los
paneles del 85% de su potencia original, lo cual es totalmente rentable para el
Estado.
Por otro lado la sostenibilidad de un proyecto de generación es fundamentalmente
FINANCIERA y Ecuador no tiene niveles de radiación tan altos como se puede
encontrar en ciertas zonas desérticas del sur del Continente, por lo tanto se puede
compensar esta diferencia mediante 2 formas: AUMENTANDO LA TARIFA o
EXTENDIENDO EL PLAZO DEL T.H. para que el proyecto sea financieramente
sostenible.
Aumentar la TARIFA no es un opción conveniente para los usuarios, por lo tanto 25
años es conveniente para todas las partes.
La tarifa a pagar por el KWh fotovoltaico puede ser menor si el plazo del T.H. es
mayor, tal como es ahora en muchos país 25 años (REVISAR TEIMPO DE PPA
PAISES LATINOAMERICANOS)
Las plantas FV no tienen elementos rotatorios de desgaste que afecten a su vida
útil, no es correcto que se imponga una vida últil menor a la real y menor aún que
otras fuentes que tienen elementos rotativos de desgaste permanente.
Se acoge la observaciónSe realizará una revisión del tiempo de vida útil aplicable a los distintos tipos de
teconología de generación.
SUNCONSERVATION S.A. SUN-0254-0120-ARCONEL 18.1Las CGDs operadas por EGDHs, planificarán y ejecutarán los mantenimientos en conformidad a lo
que establezca la Regulación que sobre el tema emita la ARCONEL.
Las CGDs operadas por EGDHs, planificarán y ejecutarán los mantenimientos en
conformidad a lo indicado en las especificaciones técnicas del fabricante y que han
sido presentados y registrados por el ARCONEL.
Los equipos diversos y sus marcas diversas, tienen sus propios procesos de
mantenimiento preventivo establecido por el fabricante, que incide en la GARANTÍA
del mismo con implicaciones legales. El ARCONEL no es una entidad técnica
multidiciplinaria que pueda disponer el plan de mantenimiento ya que además sus
directrices deberían estar aprobadas por el fabricante, por lo tanto es mejor que la
EGDH presente los planes de mantenimeinto de su CGD (fotovoltaica, eolica, etc)
respaldado con las instrucciones del fabricante, para que sean registrados por el
ARCONEL.
No se acoge el texto propuesto
Se da respuesta a observación
En efecto, cada central de generación tendrá sus particularidades en relación al
alcance y frecuencia de los mantenimientos a aplicarse.
Actualmente está en desarrollo la Regulación de mantenimientos la cual no va a dar
instrucciones específicas respecto al alcance de los mantenimientos, sino
disposiciones de carácter general, considerando que, en el caso de los bienes de
propiedad de las empresas, son afectos al servicio y deben ser revertidos al Estado
al concluir el plazo del Título Habilitante.
De ahí que en la Regulación de Generación Distribuida solo se establece que los
aspectos relacionados al mantenimiento se establecerán en la Regulación de
mantenimientos de bienes afectos al servicio público de energía eléctrica.
SUNCONSERVATION S.A. SUN-0254-0120-ARCONEL 2 17,1
Las EGDHs propietarias de CGDs de capacidad nominal instalada menor a 1 MW, remitirán a la
Distribuidora, hasta las 10:00 de cada día, la programación de la potencia diaria/horaria a ser
despachada dos días después
Esto NO ES PRACTICO y el margen de acertividad es muy bajo.
Si desean una predictividad podría ser mensual o anual.
En caso de la energía FV o eólica, la materia prima es variable y no predecible en
forma diaria o de corto plazo. Una variacion de presión ambiental puede aumentar
la nubosidad o disminuir el viento en períodos de dias u horas.
Estadisticamente se puede estimar la energia mensual que se podrá despachar en
el mes siguiente con un porcentaje de acertación mucho mejor que el despacho de
uno o dos días próximos.
Las plataformas internacionales de estimacion en irradiaciones solares, tienen
períodos de proyección anual y mensual, no diaria.
Se acoge la observaciónSe procederá a eliminar el párrafo en el cual se hace referencia a la citada
obligación.
SUNCONSERVATION S.A. SUN-0254-0120-ARCONEL 3 18,1
En concordancia con lo establecido en la LOSPEE y su Reglamento General, los bienes de las
CGDs operadas por EGDHs privadas y de la economía popular y solidaria que hayan suscrito un
Contrato de Concesión, y las EGDHs de economía mixta que dispongan de una Autorización de
Operación, serán revertidos y transferidos al Estado ecuatoriano al final del período de concesión,
sin costo alguno. En caso el Ministerio rector del sector eléctrico determine que los bienes no
convienen a los intereses nacionales, se reserva el derecho de no recibir los bienes afectos, y estos
serán retirados por la EGDH a su costo, en sujeción a lo que establezca la Autoridad Ambiental
competente, y en conformidad al procedimiento que se estipule en el Título Habilitante.
En concordancia con lo establecido en la LOSPEE y su Reglamento General, los
bienes de las CGDs operadas por EGDHs privadas y de la economía popular y
solidaria que hayan suscrito un Contrato de Concesión, y las EGDHs de economía
mixta que dispongan de una Autorización de Operación, serán revertidos y
transferidos al Estado ecuatoriano al final del período de concesión, sin costo
alguno. En caso el Ministerio rector del sector eléctrico determine que los bienes no
convienen a los intereses nacionales, se reserva el derecho de no recibir los bienes
afectos, y autorizará una extensión del Plazo del Título Habilitante a una tarifa que
será de acuerdo a la regulación vigente y por un plazo que sea sustentado por un
informe técnico independiente a costo de la EGDH que determine el tiempo de vida
útil real de la CGD. En caso de que el informe determine que la CGD ha terminado
su tiempo de vida útil, los bienes serán retirados por la EGDH a su costo, en
sujeción a lo que establezca la Autoridad Ambiental competente, y en conformidad
al procedimiento que se estipule en el Título Habilitante.
La vida útil de las CGD dependen de varios factores, entre ellos:
- La calidad del mantenimiento preventivo y correctivo.
- Condiciones ambientales agresivas o blandas.
- Calidad de los equipos
No se puede desechar una planta solar que apenas se ha consumido el 60% de su
vida útil, o una planta eolica que aún tiene 10 años más de capacidad de
generacion.
El tiempo de vida útil no es una variable fija ni tampoco puede ser impuesta, sino
que debe responder a un análisis técnico.
No se acoge el texto propuesto
Los bienes de las centrales de propiedad de empresas privadas o de economía
popular y solidaria, al final del plazo de conexión, deben obligatoriamente ser
revertidas al Estado. El Ministerio rector del sector eléctrico establecerá el
tratamiento que se dará a tales bienes.
SUNCONSERVATION S.A. SUN-0254-0120-ARCONEL 4 19,2Los contratos bilaterales se suscribirán por un plazo de al menos 5 años, y podrán ser renovados o
actualizados, para un periodo igual, bajo las condiciones que acuerden las partes.NO ES PROCEDENTE
Los contratos bilaterales son contratos entre 2 compañias privadas;
- Una vendedora de energía y
- Otra que podría necesitar esa energía
El plazo y el valor de venta responde a criterios comerciales. No es conveniente
IMPONER UN PLAZO, porque eso limita o restringe otras posiblidades comerciales.
Una regulación no debería interferir en las negociaciones privadas.
Se da respuesta a observaciónSe realizará un ajuste a la Regulación en el sentido de que los contratos bilaterales
deberán tener una vigencia de al menos 1 año.
Entidad Documento No. Numeral Texto Original Texto propuesto Observación Resolución de la Observación Respuesta
RESPUESTA
Matriz de observaciones al proyecto de Regulación
«Marco normativo para la participación de la Generación Distribuida»
Difusión Externa
REVISIÓN
SUNCONSERVATION S.A. SUN-0254-0120-ARCONEL 5 10.1
La capacidad nominal acumulada de CGDs para las cuales una Distribuidora podrá autorizar la
conexión a sus redes eléctricas, para los casos señalados en los literales c) y d) del numeral 7 de
esta Regulación, no será mayor que el 3% de la demanda máxima de la Distribuidora registrada en
el año inmediato anterior a la fecha de solicitud de la factibilidad de conexión.
Dependiendo de la disponiblidad de recursos renovables en su zona de influencia,
la Distribuidora analizará la posibilidad de incrementar la energía aprovechando
dichos recursos y la capacidad de sus redes, en base a criterios de disponibilidad
de dichas CGD para aumentar la eficiencia de su capacidad instalada.
Existen áreas del país con mejores condiciones de recursos renovables (mejor
radiación o viento) y estos recursos deben ser aprovachados para no subutilizar los
recursos naturales existentes. Es como tener petroleo y no explotarlo.
En el tema fotovoltaico las mejores radiaciones están en la cordillera de los Andes,
sin embargo la orografía no permite la construcción de plantas grandes, por lo
tanto la construcción de CGD son una muy buena opción para aprovechar este
recurso renovable sin sobrecargar las redes.
Por otro lado conectar CGD en las redes de distribución de Medio Voltaje no
consume capacidad de transformación en los transformadores y mejora la calidad
de la red que abastece a los usuarios, obviamente se debe tomar en cuenta la
capacidad disponible del alimentador o línea de Media tensión como lo establece en
esta misma regulación.
No se acoge el texto propuesto
El límite del 3% aplica exclusivamente para centrales que no provengan del PME, y
que estén habilitadas para vender sus excedentes a la demanda regulada
(Distribuidoras).
Este límite se hace necesario por lo siguiente:
1) Evitar que se produzcan diferencias importantes en los costos de generación que
asume cada Distribuidora, que podría generar una distorsión en el concepto de
precio único de generación, considerando que a las centrales menores a 1 MW,
que se espera que sean las que tengan mayor desarrollo, se les otorgará la
condición preferente de que puedan vender exclusivamente a la Distribuidora a
cuyas redes se encuentra conectada.
2) No comprometer a la demanda regulada a comprar energía a precios que
podrían no necesariamente ser eficientes al no ser el resultado de un proceso
competitivo (PPS);
3) Evitar que los costos de distribución y transmisión sean asumidos por un
universo menor de consumidores regulados (los que no disponen de una CGD),
pues, en conformidad con lo previsto en el proyecto de Regulación, el consumidor
que instale una CGD dejaría de cancelar la parte correspondiente a los
componentes del costo de distribución y transmisión, por la energía que no sea
requerida de la red.
Enerpro Cia. Ltda.Oficio No. AEEREE-ARCONEL-02-01-2020
10 de enero de 20201 9
Las Distribuidoras podrán identificar proyectos de generación distribuida que permitan resolver
problemas de: confiabilidad y seguridad de sus sistemas de distribución, así como de calidad o
pérdidas de energía, y que su implementación y resultados esperados sean más eficientes que otras
soluciones estudiadas. Estos proyectos podrán ser desarrollados por EGDHs públicas, de economía
mixta, privadas o de la economía popular y solidaria, según las políticas que emita el Ministerio
Rector se defina en el PME
Las Distribuidoras podrán identificar proyectos de generación distribuida que
permitan resolver problemas de: confiabilidad y seguridad de sus sistemas de
distribución, así como de calidad o pérdidas de energía, y que su implementación y
resultados esperados sean más eficientes que otras soluciones estudiadas. Estos
proyectos podrán ser desarrollados por EGDHs públicas, de economía mixta,
privadas o de la economía popular y solidaria, según las políticas que emita el
Ministerio Rector dentro de su Plan Operativo Anual se defina en el PME para lo
cual convocará a interesados a presentar perfiles de proyectos que cumplan con
lo solicitado por las Distribuidoras.
Cuando y como?Se acoge parcialmente el texto
propuesto
Se realizará un ajuste a la redación a fin de clarificar las condiciones de
participación de las empresas de generación.
Enerpro Cia. Ltda.Oficio No. AEEREE-ARCONEL-02-01-2020
10 de enero de 20202 10.1
La capacidad nominal acumulada de CGDs para las cuales una Distribuidora podrá autorizar la
conexión a sus redes eléctricas, para los casos señalados en los literales c) y d) del numeral 7 no
será mayor que el 3% de la demanda máxima de la Distribuidora registrada en el año inmediato
anterior a la fecha de solicitud de la factibilidad de conección. Para de esta Regulación, el cálculo de
dicha capacidad nominal acumulada, la Distribuidora considerará la capacidad nominal de las CGDs
para las cuales se obtenga la factibilidad de conexión a partir de la vigencia de la presente
Regulación, y que la misma se encuentre vigente a la fecha de cálculo, sea que las empresas o
consumidores cuenten o no con un Título Habilitante o Certificado de Calificación, según
corresponda.
La capacidad nominal acumulada de CGDs para las cuales una Distribuidora podrá
autorizar la conexión a sus redes eléctricas no tendrá límite.
El tope del 3% no se explica. El aporte puede ser mucho mayor al 3% dependiendo
del sector, y sus necesidades, y debería obligarse a que las empresas distribuidoras
faciliten la mitigación del cambioclimático, generación de empleo. Y si se habla de
aporte no se debe hablar de la potencia sino del aporte de energía. La idea es
cambiar la matriz energética hacia energía la máxima energía renovable para ser
independientes energéticamente del petróleo y su precio, de los estiajes
gestionales, y de ahorro al estado al producir con energía renovable fotovoltaica a
3 a 4 centavos/kWh.
No se acoge el texto propuesto
Se da respuesta a la observación
El límite del 3% aplica exclusivamente para centrales que no provengan del PME, y
que estén habilitadas para vender sus excedentes a la demanda regulada
(Distribuidoras).
Este límite se hace necesario por lo siguiente:
1) Evitar que se produzcan diferencias importantes en los costos de generación que
asume cada Distribuidora, que podría generar una distorsión en el concepto de
precio único de generación, considerando que a las centrales menores a 1 MW, que
se espera que sean las que tengan mayor desarrollo, se les otorgará la condición
preferente de que puedan vender exclusivamente a la Distribuidora a cuyas redes
se encuentra conectada.
2) No comprometer a la demanda regulada a comprar energía a precios que
podrían no necesariamente ser eficientes al no ser el resultado de un proceso
competitivo (PPS);
3) Evitar que los costos de distribución y transmisión sean asumidos por un
universo menor de consumidores regulados (los que no disponen de una CGD),
pues, en conformidad con lo previsto en el proyecto de Regulación, el consumidor
que instale una CGD dejaría de cancelar la parte correspondiente a los
componentes del costo de distribución y transmisión, por la energía que no sea
requerida de la red.
Enerpro Cia. Ltda.Oficio No. AEEREE-ARCONEL-02-01-2020
10 de enero de 20203 11.3.1.1. Bifásica de potencia nominal menor o igual a 20 kW; Monofásica 3 hilos (120/240 V AC) de potencia nominal menor o igual a 20 kW; aclarar el término bifásica si se refiere a 240V? Se da respuesta a la observación
Según la teoría de circuitos eléctricos, un circuito bifásico corresponde a aquel que
es alimentado por una fuente de voltaje que toma como diferencia de potencial la
proveniente de dos fases de un circuito trifásico. Dependiendo del voltaje nominal
del devanado primario del transformador, los voltajes típicos pueden variar entre
200 V y 220 V.
Enerpro Cia. Ltda.Oficio No. AEEREE-ARCONEL-02-01-2020
10 de enero de 20204 11.3.1.1.
La Distribuidora, dentro de un plazo de siete (7) días contados a partir de la recepción de la
solicitud, otorgará al Proponente, sin más trámite, la factibilidad de conexión en la que se
establecerá el esquema de conexión, las características de los equipos de seccionamiento y
protección requeridos para la conexión, y las condiciones de operación que deberá cumplir la CGD
en régimen de operación normal y de falla de la red de distribución.
La Distribuidora, dentro de un plazo de siete (7) días contados a partir de la
recepción de la solicitud, otorgará al Proponente, sin más trámite, la factibilidad de
conexión, indicando las condiciones de operación que deberá cumplir la CGD en
régimen de operación normal y de falla de la red de distribución.
no se requiere equipos de seccionamiento y protección sino los que vienen en los
inversores.
Se da respuesta a observación Se ha realizado una aclaración en el texto de la Regulación.
Enerpro Cia. Ltda.Oficio No. AEEREE-ARCONEL-02-01-2020
10 de enero de 20205 11.3.1.2.
La Distribuidora evaluará preliminarmente el desequilibrio de voltaje que la operación de la CGD
causaría en la red de bajo voltaje o en la línea de medio voltaje a la cual se vaya a conectar el
incremento del desequilibrio de voltaje que causaría la incorporación de la CGD es menor al 3%, la
Distribuidora otorgará al Proponente, sin más trámite, dentro de un plazo de siete (7) días contados
a partir de la recepción de la solicitud, la factibilidad de conexión en la que se establecerá el
esquema de conexión, las características de los equipos de seccionamiento y protección requeridos
para la conexión, y las condiciones de operación que deberá cumplir la CGD en régimen de
operación normal y de falla de la red de distribución.
La Distribuidora evaluará preliminarmente en un plazo no mayor a 7 días
calendario el desequilibrio de voltaje que la operación en de la CGD mayor a 1
MWp causaría en la red de bajo voltaje o en la línea de medio voltaje a la cual se
vaya a conectar el incremento del desequilibrio de voltaje que causaría la
incorporación de la CGD es menor al 3%, justificado técnicamente, la
Distribuidora otorgará al Proponente, sin más trámite, dentro de un plazo de siete
(7) días contados a partir de la recepción de la solicitud, la factibilidad de conexión
en la que se establecerá el esquema de conexión, las características de los
equipos de seccionamiento y protección requeridos para la conexión, y las
condiciones de operación que deberá cumplir la CGD en régimen de operación
normal y de falla de la red de distribución.
Instalaciones menores a 1 MWp no deseiquilibra la red. Y ha sucedido
anteriormente que las distribuidoras no realizan los estudios correspondientes de
armónicos ni estabilidad, y termina no realizandose el proyecto.
se refiere a los armónicos? Cómo se calcularía este incremento sin estudios
eléctricos. La entrada en servicio de un inversor no es diferente de la entradaen
servicio de un ascensor o una bomba, por lo que no se eliminar este requisito por
queno se puede calcular. ¿Para qué momento o a qué hora se hace el cálculo? La
distribuidora debe estar previamente capacitada para realizar los mencionados
estudios.
Se da respuesta a observación
Si una CGD es monofásica, dependiendo de su potencia, y de si la conexión es en
bajo voltaje, podría causar un desequilibrio de voltaje importante, de ahí la
necesidad de que se evalúe este parámetro.
Enerpro Cia. Ltda.Oficio No. AEEREE-ARCONEL-02-01-2020
10 de enero de 20206 11.3.1.3.
Para las solicitudes de factibilidad de conexión de CGDs que no se ajusten a las características
señaladas en los numerales 11.3.1.1 o 11.3.1.2, se procederá conforme lo siguiente:
Para las solicitudes de factibilidad de conexión de CGDs mayores a a 1 MWp,
procederá conforme lo siguiente:
o sea para todo lo que es mayor a 100 kW trifásico se requiere estudios eléctricos.
Se debe hacer un estudio caso por caso, pero para potencias de más de 500 kWSe da respuesta a observación
La Regulación Nro. ARCONEL-004/15 establece que para centrales menores a 1
MW los requisitos de acceso y operación, que incluyen el tipo de estudios a
requerirse a los interesados en instalar una central, serán opcionales, considerando
las condiciones de conexión del generador.
Enerpro Cia. Ltda.Oficio No. AEEREE-ARCONEL-02-01-2020
10 de enero de 20207 11.3.1.3 c)
Dentro de un plazo de sesenta (60) días, contados a partir de la fecha de notificación por parte de
la Distribuidora, el Proponente entregará todos los estudios requeridos por la Distribuidora en los
términos establecidos por esta, para el punto de conexión seleccionado por el Proponente. En el
transcurso de este plazo las partes podrán interactuar, a fin de que el Proponente vaya
completando la información respectiva, o realizando los ajustes y actualizaciones que correspondan
a los estudios, de tal forma que los mismos cumplan con los requerimientos de la Distribuidora
Para plantas mayores a 1 MWp, dentro de un plazo de sesenta (60) días, contados
a partir de la fecha de notificación por parte de la Distribuidora, el Proponente
entregará todos los estudios eléctricos de protección y cortocircuitos requerido por
la Distribuidora en los términos establecidos por esta, para el punto de conexión
seleccionado por el Proponente. En el transcurso de este plazo las partes podrán
interactuar, a fin de que el Proponente vaya completando la información
respectiva, o realizando los ajustes y actualizaciones que correspondan a los
estudios, de tal forma que los mismos cumplan con los requerimientos de la
Distribuidora
Cómo lo va a hacer? Se necesita los datos del inversor. Hay que hacer una
revisión de las tecnologías.
Se da respuesta a observación
La Regulación Nro. ARCONEL-004/15 establece que para centrales menores a 1
MW los requisitos de acceso y operación, que incluyen el tipo de estudios a
requerirse a los interesados en instalar una central, serán opcionales, considerando
las condiciones de conexión del generador.
Entidad Documento No. Numeral Texto Original Texto propuesto Observación Resolución de la Observación Respuesta
RESPUESTA
Matriz de observaciones al proyecto de Regulación
«Marco normativo para la participación de la Generación Distribuida»
Difusión Externa
REVISIÓN
Enerpro Cia. Ltda.Oficio No. AEEREE-ARCONEL-02-01-2020
10 de enero de 20208 11.3.1.3 d)
Si como resultado del análisis de factibilidad de conexión, la Distribuidora determina que para la
incorporación de la CGD no se requiere de obras o adecuaciones a la red de distribución, la
Distribuidora emitirá y le otorgará al Proponente, sin más trámite, dentro de un plazo de siete (7)
días contados a partir de la recepción de la solicitud, la factibilidad de conexión en la que se
establecerá el esquema de conexión, así como las características de los equipos de seccionamiento
y protección requeridos para la conexión, y las condiciones de operación que deberá cumplir la CGD
en régimen de operación normal y de falla de la red de distribución
Si como resultado del análisis de factibilidad de conexión, la Distribuidora
determina que para la incorporación de la CGD no se requiere de obras o
adecuaciones a la red de distribución, la Distribuidora emitirá y le otorgará al
Proponente, sin más trámite, dentro de un plazo de siete (7) días contados a partir
de la recepción de la solicitud, la factibilidad de conexión en la que se establecerá
el esquema de conexión, así como las características de los equipos de
seccionamiento y protección requeridos para la conexión, y las condiciones de
operación que deberá cumplir la CGD en régimen de operación normal y de falla
de la red de distribución. Para el efecto, se conformará al interior del ARCONEL
una Unidad de Apoyo a las Energías Renovables que tendrá a su cargo la
elaboracion de prodimientos y reglamentacion que será presentada a la
Distribuidora. Esta UNAER contará con protesionales expertos en el tema que
capacitaràn a los técnicos de las distribuidoras y trabajarán an forma conjnta en la
evaluacion de los proyectos presenatdos y pasado un tiempo podrán delegar esta
responsabilidad a las distribuidoras una vez que hayan adquirido la capacidad
requerida. Esta UNAER podrá contratar a expertos para que trabajen en las
actividades a su cargo, de modo que las decisiones se las tome en el menor
tiempo posible y dando preferencia a la inersion privada.
esto difícilmente lo podrán hacer las empresas eléctricas sin el personal o el
software apropiado. Debe crearse una unidad a nivel del Ministerio o de ARCONEL
para apoyar en estos estudios, y establecer los aranceles aplicables para no
incrementar los costos de los proyectos.
No se acoge el texto propuesto
Se da respuesta a observación
La estructura orgánica de ARCONEL no se define exclusivamente por una
disposición regulatoria, sino que se requiere de todo un proceso para establecer la
pertinencia de incorporar nuevas áreas operativas de una entidad publica o
modificar las existentes, considerando la matriz de competencias, el modelo de
gestión y otros elementos organizacionales.
Enerpro Cia. Ltda.Oficio No. AEEREE-ARCONEL-02-01-2020
10 de enero de 20209 11.31.3 l)
Los equipos e instalaciones ubicados desde el punto de conexión hacia el lado de la red de
distribución, serán transferidos sin costo alguno a la Distribuidora.
no existen otros equipos o dispositivos adicionales que los propios inversores y los
breakers se conexión al TDP de la entrada de la facilidadSe da respuesta a observación Se han realizado algunas aclaraciones en la Regulación sobre el tema.
Enerpro Cia. Ltda.Oficio No. AEEREE-ARCONEL-02-01-2020
10 de enero de 202010 Figura 1 Esquema general de conexión de CGDs de consumidores
El medidor de la produccion del sistema fotovoltaico podrá estar próximo al equip
ogenerador y conectarse al tablero eléctruco más cercano, y no neceesariamente
en el punto de conexiono en el medidor de ingreso de la distribuidora.
hay que aclarar que el medidor puede estar no necesariamente en el punto de
conexión a la red sino en la carga. Se puede poner un inversor de 10 kW en la
terraza de una edificación y conectar al tablero eléctrico más cercano. Este medidor
no necesariamente será el homologado por la EE sino podría el mism
No se acoge la redación propuestaLa Regulación no exige la instalación de un medidor para registrar la neergía
generada por la CGD.
Enerpro Cia. Ltda.Oficio No. AEEREE-ARCONEL-02-01-2020
10 de enero de 202011 11.5.1.2
Una vez que una EPGD pública, de economía mixta, privada o de la economía popular y solidaria,
suscriba un Título Habilitante, la factibilidad de conexión se mantendrá vigente mientras esté
vigente el Título Habilitante.
¿Cuántos años? Se da respuesta a observación
Se va a realizar el ajuste de la redacción de la Regulación, pues la factibilidad de
conexión solo estará vigente hasta que se suscriba el contrato de conexión entre la
Distribuidora y la empresa propietaria de la central de generación distribuida.
Enerpro Cia. Ltda.Oficio No. AEEREE-ARCONEL-02-01-2020
10 de enero de 202012 13 c) 4 Otra información que, justificadamente, le solicite la Distribuidora Eliminar. Solamente se pedirá lo que está explícitamente indicado.
Muy general. Pueden pedir cualquier cosa y demorar el trámite. Hay que ser más
específicos. Se acoge la observación Se realizarán los ajustes respectivos.
Enerpro Cia. Ltda.Oficio No. AEEREE-ARCONEL-02-01-2020
10 de enero de 202013 13 d)
a) El consumidor será responsable de tramitar y obtener ante la autoridad competente, y
mantener vigentes, los permisos o certificados ambientales que corresponda para la implementación
y operación de la CGD, así como la autorización del uso del agua (para el caso de centrales
hidroeléctricas), no obstante, no formarán parte de los requisitos exigibles por la Distribuidora.
a) Para plantas de CDG mayores a 1 MW el consumidor será responsable de
tramitar y obtener ante la autoridad competente, y mantener vigentes, los
permisos o certificados ambientales que corresponda para la implementación y
operación de la CGD, así como la autorización del uso del agua (para el caso de
centrales hidroeléctricas), no obstante, no formarán parte de los requisitos
exigibles por la Distribuidora.
Solamente para plantas de más de 1 MW No se acoge el texto propuesto
La ARCONEL no es la autoridad competente para establecer o restringir el tipo de
obligaciones ambientales que deben cumplir quienes desarrollen centrales de
generación distribuida.
De ahí que en la Regulación solo señala de de manera general que los aspectos
relacionados a las obligaciones de carácter ambiental serán las establecidas por la
autoridad ambiental competente.
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10 de enero de 202014 13.i) al menos 25 años la FV. Biomasa no más de 20 años. Se acoge la observación Se revisarán los tiempos de vida útil para cada tipo de teconología.
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10 de enero de 202015 15
El proceso de conexión de la CGD a la red de distribución se cumplirá conforme lo señale el
instructivo de conexión de la Distribuidora
El proceso de conexión de la CGD a la red de distribución se cumplirá conforme lo
señale el instructivo unico a nivel nacional del instructivo de conexión
distribuida.elaborado por el ARCONEL a travès de la Unidad de Apoyo de Energías
Renovables UNAER
Hay que elaborar este documento para que sea único a nivel nacionalNo se acoge el texto propuesto
Se da respuesta a observación
La estructura orgánica de ARCONEL no se define exclusivamente por una
disposición regulatoria, sino que se requiere de todo un proceso para establecer la
pertinencia de incorporar nuevas áreas operativas de una entidad publica o
modificar las existentes, considerando la matriz de competencias, el modelo de
gestión y otros elementos organizacionales.
Enerpro Cia. Ltda.Oficio No. AEEREE-ARCONEL-02-01-2020
10 de enero de 202016 15.1 b)
La energía producida por centrales no hidroeléctricas será remunerada al costo variable de
producción declarado al CENACE en conformidad con lo establecido en la normativa vigente
La energía producida por centrales no hidroeléctricas será remunerada al costo
variable de producción declarado al CENACE en conformidad con lo establecido en
la normativa vigente, y su precio variará de acuerdo a las tecnologías utilizadas.
¿El mismo precio para todas las tecnologías?No se acoge el texto propuesto
Se da respuesta a observación
Se va a realizar un ajuste al texto, de tal forma que lo relacionado al precio al que
se remunererá la energía entregada en la etapa de pruebas experimentales se
sujete a lo establecido en la Regulación sobre «Requisitos y procedimiento para las
etapas de pruebas técnicas y de operación experimental, previas al inicio de la
operación comercial de centrales o unidades de generación» y en la Regulación
sobre "Régimen de las Transacciones Comerciales".
Enerpro Cia. Ltda.Oficio No. AEEREE-ARCONEL-02-01-2020
10 de enero de 202017 17,1
Las EGDHs propietarias de CGDs de capacidad nominal instalada menor a 1 MW,
remitirán a la Distribuidora, hasta las 10:00 de cada día, la programación de la potencia
diaria/horaria a ser despachada dos días después, con el objeto de que la Distribuidora
calcule la proyección de las demandas que se reflejarán en los puntos de conexión del
sistema de distribución al sistema de transmisión, y que serán reportadas al CENACE un
día antes de la operación en tiempo real, en conformidad con la normativa vigente.
Las EGDHs propietarias de CGDs de capacidad nominal instalada mayor a 1 MWp.
remitirán a la Distribuidora, hasta las 10:00 de cada día, la programación de la
potencia diaria/horaria a ser despachada dos días después, con el objeto de que la
Distribuidora calcule la proyección de las demandas que se reflejarán en los
puntos de conexión del sistema de distribución al sistema de transmisión, y que
serán reportadas al CENACE un día antes de la operación en tiempo real, en
conformidad con la normativa vigente.
Se requiere que cada CGD disponga de un programa de pronostico de generación
lo cual requiere la presencia permanente de un operador lo que incrementa los
costos. Esto solamente s debe aplica a centrales de más de 1 MW
Se acoge la observación Se realizarán los ajustes respectivos.
Enerpro Cia. Ltda.Oficio No. AEEREE-ARCONEL-02-01-2020
10 de enero de 202018 18.1
En concordancia con lo establecido en la LOSPEE y su Reglamento General, los bienes de
las CGDs operadas por EGDHs privadas y de la economía popular y solidaria que hayan
suscrito un Contrato de Concesión, y las EGDHs de economía mixta que dispongan de
una Autorización de Operación, serán revertidos al Estado al final del período de
concesión, sin costo alguno. En caso el Ministerio rector del sector eléctrico determine que
los bienes no convienen a los intereses nacionales, se reserva el derecho de no recibir los
bienes afectos, y estos serán retirados por la EGDH a su costo, en sujeción a lo que
establezca la Autoridad Ambiental competente, y en conformidad al procedimiento que se
estipule en el Título Habilitante.
En concordancia con lo establecido en la LOSPEE y su Reglamento
General, los bienes de las CGDs operadas por EGDHs privadas y de la
economía popular y solidaria que hayan suscrito un Contrato de
Concesión, y las EGDHs de economía mixta que dispongan de una
Autorización de Operación, serán revertidos al Estado al final del período
de concesión, sin costo alguno. En caso el Ministerio rector del sector
eléctrico determine que los bienes no convienen a los intereses
nacionales, se reserva el derecho de no recibir los bienes afectos, y
estos serán retirados por la EGDH a su costo, en sujeción a lo que
establezca la Autoridad Ambiental competente, y en conformidad al
procedimiento que se estipule en el Título Habilitante. Los terrenos
donde se instalaron las plantas permanecerán en propiedad de sus
dueños luego de la terminacion del contrato.
Los terrenos donde se instalaron las plantas permanecerán en propiedad de sus
dueñosNo se acoge el texto propuesto
Tanto la LOSPEE como su Reglamento General establecen la obligación de que las
centrales de generación de empresas de economía mixta, privadas, y de la
economía popular y solidaria sean revertidas al Estado. No se establece alguna
excepción, y tampoco se delimita que bienes estarían sujetos a la reversión.
De todas formas, la misma LOSPEE y su Reglamento General abren la posibilidad
de que, en caso de que los bienes no convengan a los intereses nacional, el Estado
se reserva el derecho de no recibirlos, y estos deben ser retirados a costo de la
empresa.
Las condiciones que se establecerían para el efecto, según lo determine el
MERNNR, se incorporarían en el Título Habilitante, más no es un tema que debe ser
regulado.
Entidad Documento No. Numeral Texto Original Texto propuesto Observación Resolución de la Observación Respuesta
RESPUESTA
Matriz de observaciones al proyecto de Regulación
«Marco normativo para la participación de la Generación Distribuida»
Difusión Externa
REVISIÓN
Enerpro Cia. Ltda.Oficio No. AEEREE-ARCONEL-02-01-2020
10 de enero de 202019 20.3
Adicionalmente, la Distribuidora instalará un medidor unidireccional para medir el consumo mensual
total del consumidor, independiente de la fuente de abastecimiento de la carga, información que
servirá para el cálculo de los valores a facturarse por el servicio de alumbrado público general. El
costo del medidor será de responsabilidad de la Distribuidora.
El pago del servicio de alumbrado público se hará tomando en cuenta la planilla
neta pagada por el cliente calculada con la energía mensual al que corresponda el
pago, más un valor equivalente al 25% de la generación correspondiente al mes
facturado, calculado con el valor de la generacion media anual producida o
estimada por la CGD. Este aporte del 25% será liquidado anualmente con los
valores reales generados por la CDG.
O sea que el pago del AP se calcula sobre el consumo total independiente del
aporte del a generadora al consumo interno.
No se acoge el texto propuesto
Se da respuesta a observación
El servicio de alumbrado público es un servicio independiente del servicio público de
energía eléctrica.
Actualmente el cálculo del valor mensual por el servicio de alumbrado público está
indexado de alguna forma al monto de energía que un usuario consume, situación
que se mantendrá hasta que se autorice la aplicación del pliego tarifario para
alumbrado público.
Si bien un consumidor que instale una CGD para autoconsumo, reflejará en su
planilla un consumo menor de energía requerida de la red, se consideró pertinente
que el valor a cancelar por el servicio de alumbrado público, que como se
manifestó, es independiente del servicio público de energía eléctrica, se lo
determine sobre la base del mismo consumo que el usuario tendría si no tuviera
una central para autoabastecimiento.
Enerpro Cia. Ltda.Oficio No. AEEREE-ARCONEL-02-01-2020
10 de enero de 202020 20.3
Las especificaciones generales del equipo de medición bidireccional se establecen en el Anexo 5 de
esta Regulación. Los protocolos de comunicación para mediciones remotas se sujetarán a las
especificaciones que establezca la Distribuidora.
No hay Anexo 5. Hay que tomar en cuenta que el medidor convencional
instalado por las distribuidoras YA ES BIDIRECCIONAL pero está programado para
un solo sentido. En caso de aplicar esta regulaciónla distribuidora solamente tiene
que reprogramar el equipo para que sea bidireccional. Los medidores para
plantas mayores a 1 MW cumplirán con la normativa del CENACE.
No hay Anexo 5 Se acoge la observación Se realizará una revisión de los anexos de la Regulación.
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10 de enero de 202021 22
El tratamiento de otros cargos, como tasas de recolección de basura y contribución al Cuerpo de
Bomberos, para el caso de consumidores propietarios de CGDs, se sujetará lo que establezcan las
ordenanzas o normativas respectivas
El pago del servicio de basura se hará tomando en cuenta la planilla neta pagada
por el cliente calculada con la energía mensual del mes que corresponda el pago,
más un valor equivalente al 25% de la generación correspondiente al mes
facturado, calculado con el valor de la generacion media anual producida o
estimada por la CGD. Este aporte del 25% será liquidado anualmente con los
valores reales generados por la CDG.
Aclarar. No dice nada si se pagará sobre el consumo total o solamente sobre la
planilla neta.No se acoge el texto propuesto
Se da respuesta a observación
ARCONEL no es la entidad competente para regular las tasas por el servicio de
recolección de basura. Los valores que se fijen por estas tasas son de
responsabilidad de los GADs municipales. De ahí que en la Regulación solo se
señala de manera general que estos valores se sujetarán a lo que establezca la
ordenanza respectiva.
Enerpro Cia. Ltda.Oficio No. AEEREE-ARCONEL-02-01-2020
10 de enero de 202022 23
El valor que la Distribuidora facturará a un consumidor que disponga de una CGD, por el servicio de
alumbrado público general, se determinará considerando la misma base de cálculo que utilizaría si el
consumidor no se autoabasteciera a través de una CGD. Para el efecto, la Distribuidora instalará un
medidor unidireccional para medir el consumo mensual total del consumidor, en conformidad con lo
establecido en el numeral 19.3 de esta Regulación.
El pago del servicio de alumbrado público se hará tomando en cuenta la planilla
neta pagada por el cliente calculada con la energía mensual al que corresponda el
pago, más un valor equivalente al 25% de la generación correspondiente al mes
facturado, calculado con el valor de la generacion media anual producida o
estimada por la CGD. Este aporte del 25% será liquidado anualmente con los
valores reales generados por la CDG.
esto no funciona as{i pues la conexión del la CGD puede estar al interno de la
instalación y no necesariamente en el punto de conexión.No se acoge el texto propuesto PF considerar la respuesta dada a la observación No. 19
Enerpro Cia. Ltda.Oficio No. AEEREE-ARCONEL-02-01-2020
10 de enero de 202023 CLAUSULA SEPTIMA
En caso el CONSUMIDOR disponga en un mes, energía remunerable inyectada a la red de
distribución mayor a cero, la DISTRIBUIDORA otorgará un crédito a favor del CONSUMIDOR,
calculado en conformidad con lo establecido en el numeral 19.4.2 de la Regulación Nro. (Incluir el
número de la Regulación), “Marco normativo para la participación de la Generación Distribuida”.
Es esta misma reguilación y otra que se va a emitir Se da respuesta a observaciónSe refiere a la misma Regulación sobre el Régimen de Participación de la
Generación Distribuida
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Oficio Nro. CENTROSUR-PREEJE-2020-0041-OF
13 de enero de 20203 7
En las centrales que requieran de un sistema de inversores para conectarse en sincronismo con la
red eléctrica, la capacidad nominal estará determinada por la potencia nominal de los inversores en
el lado de corriente alterna
Con fuentes de generación fluctuante (solar y eólica), pueden existir fluctuaciones
temporales, donde los inversores podrían ser capaces de soportar sobrecargas
(sobre la potencia nominal) en instantes pequeños de tiempo.
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Oficio Nro. CENTROSUR-PREEJE-2020-0041-OF
13 de enero de 20204 Ministerio rector del sector eléctrico, en conformidad con el procedimiento y requisitos que esa
entidad establezca.
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13 de enero de 20205
construcción y operación de una CGD establecida en el PME, tramitarán el otorgamiento del
Contrato de Concesión ante el Ministerio rector del sector eléctrico, en conformidad con el
procedimiento y requisitos que esa entidad establezca.
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13 de enero de 20206
construcción y operación de CGDs identificadas, estudiadas y propuestas por éstas, ante el
Ministerio rector del sector eléctrico, en conformidad con el procedimiento y requisitos que esa
entidad establezca.
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13 de enero de 20207 9
Las Distribuidoras deberán planificar la expansión, el reforzamiento y la operación de sus sistemas
eléctricos de distribución, considerando: 1) las CGDs conectadas en sus redes; 2) las CGDs
previstas a conectarse en sus redes, contempladas en el PME; 3) las potenciales CGDs a ser
desarrolladas por la iniciativa privada o de la economía popular y solidaria para el abastecimiento de
grandes consumidores; y, 4) la tendencia de crecimiento de CGDs instaladas por consumidores.
¿La planificación debe realizarse en base a que indicios para determinar la
tendencia de crecimiento?
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13 de enero de 20208 9
Las Distribuidoras podrán identificar proyectos de generación distribuida que permitan resolver
problemas de: confiabilidad y seguridad de sus sistemas de distribución, así como de calidad o
pérdidas de energía, y que su implementación y resultados esperados sean más eficientes que otras
soluciones estudiadas.
Será que las Distribuidoras también pueden desarrollar estos proyectos, similar a
los proyectos actuales de generación aislados (paneles solares y micro-redes) y
algunos conectados a la red.
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13 de enero de 20209 10,3 Capacidad disponible de la línea de medio voltaje a la que se desea conectar la CGD
Se describe el término "línea", será que corresponde a circuito o alimentador de
medio voltaje.
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13 de enero de 202010 10,4 CAE: Consumo anual estimado de energía del consumidor (kWh)
Una capacidad nominal de la CGD cercana a 1 MW, ya es importante desde el
punto de vista de impactos, no solo localmente sino también a nivel de alimentador
en medio voltaje. Sin embargo se dimensiona la CGD solo con el parámetro CAE
(correspondiente al consumo de energía), sin considerar un perfil de producción o
potencia diaria/horaria, lo cual implica que puede ocurrir flujo inverso en instantes
de tiempo.
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13 de enero de 202011 10.4
En caso de que el consumidor no disponga de un historial de consumos de uno o varios de los
meses requeridos, el CAE se determinará a través de un estudio técnico elaborado por un ingeniero
eléctrico o profesional facultado, y que deberá ser aprobado por la Distribuidora.
¿El estudio técnico debe ser sustentado en base a las cargas a instalarse o en
basen a las potencias de diseño?
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13 de enero de 202012 11,3
Análisis de factibilidad de conexión
la Distribuidora determina…. las características de los equipos de seccionamiento y protección
requeridos para la conexión, y las condiciones de operación que deberá cumplir la CGD en régimen
de operación normal y de falla de la red de distribución
De acuerdo a la potencia instalada, se debería detallar las protecciones y
equipamiento de acoplamiento, mínimos de la CGD (elemento de desconexión,
elemento de interrupción accionado por comado y/o protección, transformador de
acoplamiento, protección de sub y sobretensión, protección de sub y
sobrefrecuencia, protección contra desequilibrio de corriente, protección contra
desbalance de voltaje, sobrecorriente direccional, sobrecorriente con restricción de
voltaje)
8
Se tramitará la habilitación de la generación distribuida ante el ministerio rector del
setor electrico en conformidad con el procedimiento y requisitos que esa entidad
establezca, para: las Empresas Públicas y Mixtas y las Empresas de Generación
Privadas o de Economía Popular y Solidaria interesadas en la construcción y
operación de una CGD establecida en el PME y las propuestas por las mismas.
Entidad Documento No. Numeral Texto Original Texto propuesto Observación Resolución de la Observación Respuesta
RESPUESTA
Matriz de observaciones al proyecto de Regulación
«Marco normativo para la participación de la Generación Distribuida»
Difusión Externa
REVISIÓN
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13 de enero de 202013 11.3.3 Figura 1. Esquema general de conexión de CGDs de consumidores
En la Regulación Nro. ARCONEL – 003/18 se establecía la instalación de un
medidor bidireccional como adecuado. Sin embargo, en éste proyecto de
regulación se establece la instalación de 2 medidores. Además, existe otra
regulación que relacionada a vehículos eléctricos que establece la necesidad de un
contador de energía independiente para la determinación del consumo y su
facturación. De ser el caso si este cliente también con vehículos eléctricos
resultaría en la instalación de otro medidor.
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13 de enero de 202014 11.3.1.3
a) La Distribuidora definirá y notificará al Proponente, dentro de un plazo de quince (15) días
contados a partir de la recepción de la solicitud, los estudios técnicos que deberá elaborar y
entregar, considerando los lineamientos establecidos en la Regulación Nro. ARCONEL-004/15 o la
que la sustituya.
a) La Distribuidora definirá y notificará al Proponente, dentro de un plazo de
quince (15) días contados a partir de la recepción de la solicitud, los estudios
técnicos que deberá elaborar y entregar, considerando los lineamientos
establecidos en la Regulación Nro. ARCONEL-004/15 o la que la sustituya; así
como los que defina la Distribuidora
Pueden ser necesario llevar a cabo otros estudios que no los contempla la
Regulación ARCONEL-004/15 (en estándares como IEEE 1547.7 se detalla
estudios convencionales y especiales adicionales), por ejm:
* flujos de potencia en máxima y mínima demanda. Actualmente las Distribuidoras
realizan simulaciones cuasi-estática (flujos de carga con perfiles o series de tiempo)
* Estudios de transitorios electromagnéticos y de riesgo por arco eléctrico (Arc
Flash) no están considerados
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13 de enero de 202015 13
Diseños del proyecto, que incluya el esquema de conexión y protecciones, y, cuando aplique, las
obras o adecuaciones a la red de distribución que fueron establecidas por la Distribuidora en el
informe de análisis de factibilidad de conexión del proyecto;
Es necesario definir esquemas de protección, asi como una homologacion de los
equipos por capacidad instalada.
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13 de enero de 202016 14.2
Las obras, equipos e instalaciones para implementar la CGD, y del campo de conexión del
consumidor a la red de distribución, serán concebidos de tal forma que se cumplan los diseños
aprobados por la Distribuidora y las condiciones establecidas en la factibilidad de conexión, según
corresponda.
¿A que hace referencia el campo de conexión?
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13 de enero de 202017 15.1
Los aspectos a considerarse con relación a las pruebas técnicas y experimentales, remuneración de
la energía entregada al sistema durante el periodo de pruebas técnicas, e inicio de operación
comercial, se sujetarán a lo establecido en la Regulación Nro. ARCONEL-002/16, “Requisitos y
procedimiento para las etapas de pruebas técnicas y de operación experimental, previas al inicio de
la operación comercial de centrales o unidades de generación” o la que la sustituya; adicionalmente,
se considerarán las pruebas específicas señaladas en la Regulación Nro. ARCONEL – 004/15,
“Requerimientos Técnicos para la Conexión y Operación de Generadores Renovables No
Convencionales a las Redes de Transmisión y Distribución” o la que la sustituya, cuando
corresponda. No se remunerará
la energía producida durante la etapa de pruebas técnicas de ningún tipo de CGD.
Se contradice los párrafos, debido a que en el primero se considera una
remuneración en las etapas de pruebas técnicas y experimentales según la
Regulación Nro. ARCONEL-002/16, mientras que en el segundo párrafo se
menciona que no se remunerará la energía producida en la etapa de pruebas
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13 de enero de 202018 17.1
Las EGDHs propietarias de CGDs de capacidad nominal instalada menor a 1 MW, y los
consumidores que dispongan de CGDs, cumplirán las condiciones de despacho que disponga la
Distribuidora.
Las centrales basadas en ERNC no pueden ser manipuladas por la variabilidad de
su recurso primario
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13 de enero de 202019 17.1
Las EGDHs propietarias de CGDs de capacidad nominal instalada menor a 1 MW, remitirán a la
Distribuidora, hasta las 10:00 de cada día, la programación de la potencia diaria/horaria a ser
despachada dos días después, con el objeto de que la Distribuidora calcule la proyección de las
demandas que se reflejarán en los puntos de conexión del sistema de distribución al sistema de
transmisión, y que serán reportadas al CENACE un día antes de la operación en tiempo real, en
conformidad con la normativa vigente.
¿Se debe realizar una proyección diaria de potencia en los puntos de conexión?
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13 de enero de 202020 17.1
Las CGDs de capacidad nominal instalada igual o mayor a 1 MW, basadas en ERNC, operadas por
EGDHs, serán despachadas por el CENACE considerando que su costo variable de producción es
igual a cero
Los despachos de generación a nivel de distribución, debe realizarse en funcion de
las restricciones de la red.
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13 de enero de 202021 Capítulo III DESPACHO, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
No existe ningún punto de Operación. Al parecer solamente se visualiza una
operación centralizada de un TSO (CENACE), no se tiene claro el nuevo rol de la
Distribuidora en su operación (DSO), al tener una red más activa con fuentes de
energía distribuida. Tampoco existen lineamientos para un acuerdo de operación,
como lo hay en Regulaciones de otros países.
Debería existir algún punto con lineamientos de la Seguridad de la Conexión.
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13 de enero de 202022 18 GESTIÓN DE MANTENIMIENTOS
Las Distribuidoras cuentan con mantenimiento en caliente o línea energizada, lo
cual puede requerir limitar capacidad o salida de operación de la CGD, dependiento
del aporte y nivel de aislamiento.
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13 de enero de 202023 18.1
Las CGDs operadas por EGDHs, planificarán y ejecutarán los mantenimientos en conformidad a lo
que establezca la Regulación que sobre el tema emita la ARCONEL.Especificar qué temas tratará dicha regulación
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13 de enero de 202024 19.1
Las EGDHs públicas propietarias de CGDs de capacidad nominal instalada menor a 1 MW
venderán toda su energía generada a la Distribuidora a cuyas redes se encuentre conectada, a
través de un CRCD.
Especificar si la energia generada sera consumida y sus exedentes vendidos a la
distribuidora.
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13 de enero de 202025 19.2
En los contratos regulados o en el CRCD que la EGDH suscriba con la/las Distribuidora(s), se
considerará un solo cargo variable, en USD/MWh, con el cual se determinará los valores que la/las
Distribuidora(s) pagarán a la EGDH por la energía a ellas entregada. El cargo variable corresponderá
al Costo Nivelado de la Energía – LCOE, el cual será calculado aplicando la metodología que
apruebe la ARCONEL.
Especificar qué temas tratará dicha metodología
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13 de enero de 202026 20 SISTEMA DE MEDICIÓN
Se exige el cumplimiento de la Regulación Nro. ARCONEL 001/16, Sistema de
Medición Comercial - SISMEC -. Es decir la medición solo contempla un tema
transaccional y no aspectos de calidad de energía y tampoco de operación en
tiempo real. Para generadores importantes sobre 1 MW, ya es necesario contar con
oscilografía, debido a la contribución hacia corrientes de falla y generación de
transitorios electromagnéticos de la CGD por eventos de conexión/desconexión o
fallas.
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13 de enero de 202027 21.1
Cuando por causas atribuibles a la Distribuidora, no se obtenga la lectura de los valores registrados
por el medidor bidireccional en un período mayor o igual a 28 días y menor o igual a 33 días, la
Distribuidora considerará la EREDi con valor cero. El valor cero se mantendrá hasta que la
Distribuidora realice una lectura real del consumo, a través de la toma de dos lecturas consecutivas,
en un periodo mayor o igual a 28 días y menor o igual a 33 días.
¿Por qué se realizara la toma de dos lecturas consecutivas?
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Sur C.A.
Oficio Nro. CENTROSUR-PREEJE-2020-0041-OF
13 de enero de 202028 24 GESTIÓN DE INFORMACIÓN SOBRE GENERACIÓN DISTRIBUIDA
Las Distribuidoras tienen sistemas ADMS (SCADA/DMS/OMS), la CGD debe
integrarse a los SCADA para fines de visibilidad y procesos de la operación en
tiempo real. Debe existir una coordinación directa entre la Distribuidora y la CGD.
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Oficio Nro. CENTROSUR-PREEJE-2020-0041-OF
13 de enero de 202029 26 INHABILITACIÓN DEL CERTIFICADO DE CALIFICACIÓN OTORGADO A CONSUMIDORES
Podría existir disturbios o daños en el sistema de distribución o en las instalaciones
de terceros (consumidores); así como deficiencia técnica o inseguridad en las
instalaciones internas de la CGD.
Si esto requiere indemnización a la Distribuidora o está sujeto a sanciones por
incumplimientos de Regulación de calidad (por ejm. un transitorio electromagnético
causado por la CGD que salga de norma ITIC-CBEMA y queme artefactos a los
clientes), como será tratado.
Entidad Documento No. Numeral Texto Original Texto propuesto Observación Resolución de la Observación Respuesta
RESPUESTA
Matriz de observaciones al proyecto de Regulación
«Marco normativo para la participación de la Generación Distribuida»
Difusión Externa
REVISIÓN
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Oficio Nro. CENTROSUR-PREEJE-2020-0041-OF
13 de enero de 202030
Se recomienda anexar un cuadro resumen de todas las etapas del proceso de
conexión con los responsables y plazos respectivos
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Oficio Nro. CENTROSUR-PREEJE-2020-0041-OF
13 de enero de 202031
Se recomienda realizar una etapa final de socialización a fin de aclarar nuevos
conceptos de estos elementos activos en las redes de distribución y obtener
retroalimentación de experiencias de conexión de CGDs
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Sur C.A.
Oficio Nro. CENTROSUR-PREEJE-2020-0041-OF
13 de enero de 202032
El proyecto de regulación, hace una mención muy general a los requisitos para la
emisión de la factibilidad conexión o no de un proyecto de generación distribuida.
Se debe incluir los parámetros necesarios para elaborar un estudio de coordinación
de protecciones dependiendo de la capacidad y tipo de generación a instalar,
además de recomendar un sistema de "protecciones tipo".
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Oficio Nro. CENTROSUR-PREEJE-2020-0041-OF
13 de enero de 202033
La normativa no contempla ni hace referencia a estándares o certificaciones de
calidad del equipamiento, ni de "procedimientos tipo" para las actividades de
puesta en marcha de las centrales de generación distribuida. Se recomienda que
se incluya en la regulación los lineamientos de pruebas técnicos mínimas que
deberán cumplir la empresa o consumidor previo a la energización.
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Oficio Nro. CENTROSUR-PREEJE-2020-0041-OF
13 de enero de 202034
Es necesaria la aprobación del equipamiento eléctrico, el cual debe cumplir con los
requerimientos técnicos del sistema de distribución a conectarse y las normativas
internacionales correspondientes
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Oficio Nro. CENTROSUR-PREEJE-2020-0041-OF
13 de enero de 202035
De alguna manera debe verse la posibilidad de que la Regulación Nro. ARCONEL
– 003/18 sobre Generación fotovoltaica debe complementar al proyecto de
regulación, siendo parte del documento para el manejo de sistemas pequeños, en
lugar de ser derogada.
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 20201 Observación general
Se solicita utilizar comillas en los textos que hayan sido copiadas de forma exacta del
archivo original
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 20202 3 CGDs., PME Se utilizan estos términos sin una definición previa
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 20203 4 Colapso parcial del SEP.- Pérdida significativa de carga en una zona del SNI o áreas vinculadas al SNI.
Colapso parcial del SEP.- Pérdida significativa de carga en una zona del SNI o zonas
vinculadas al SNI.
Por una parte se habla de zona y por otra de area; se entiende que corresponde a las
cargas que son alimentadas a traves de los puntos de conexión. Se suguiere revisar la
redacción.
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 20204 4
Cargo Variable - CV: Precio unitario de energía al que se reconoce una transacción comercial, dado en
USD/MWh o USD/kWh
Cargo variable: Es el valor económico en el que se incurre para operar y mantener los
equipos de generación o autogeneración y que varían en función de la magnitud de la
producción de energía, dado en USD/MWh o USD/kWh.
Es necesario que exista una homologación de definciones en los proyectos de
regulaciones, se recomienda acoger la defición del proyecto de la Regulación Comercial.
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 20205 4
Contrato regulado para comercialización directa (CRCD): Contrato de compra venta de energía
suscrito entre una EGDH propietaria de una CGD de capacidad nominal instalada menor a 1 MW y
la Distribuidora a cuyas redes se encuentra conectada
Contrato regulado para comercialización directa (CRCD): Contrato regulado
suscrito una EGDH propietaria de una EGD de capacidad menor o igual a 1 MW,
con la Empresa Eléctrica de Distribución en cuya área de concesión se encuentra
conectado, para la compraventa de energía y cuyos aspectos técnicos y
comerciales se rigen por lo establecido en presente regulación, la LOSPEE y su
Reglamento.
Definición alineada a la NRTC
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 20206 6 Se conecta a las redes de medio o bajo voltaje de un sistema de distribución, de manera directa o indirecta.
Especificar a que se refieren de manera directa o indirecta (ej: se refiere cuando se conecta
a una carga que se encuentra junto a la carga o que está lejos de la carga), cómo
interviene la propiedad de las líneas.
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 20207 7b ..fuentes de ERNC que constan en el PME, sin que medie un PPS Falta definir que es PPS
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 20208 9
Las Distribuidoras podrán identificar proyectos de generación distribuida que permitan resolver problemas de:
confiabilidad y seguridad de sus sistemas de distribución, así como de calidad o pérdidas de energía, y que su
implementación y resultados esperados sean más eficientes que otras soluciones estudiadas.
Las Distribuidoras podrán identificar proyectos de generación distribuida que permitan
resolver problemas de: confiabilidad y seguridad de sus sistemas de distribución, así como
de calidad o pérdidas de energía, y que su implementación y resultados esperados sean
más eficientes que otras soluciones estudiadas, con el respaldo técnico documentado
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 20209 10,1
Máxima capacidad nominal de CGDs a instalarse por Distribuidora
La capacidad nominal acumulada de CGDs para las cuales una Distribuidora podrá autorizar la conexión a sus
redes eléctricas, para los casos señalados en los literales c) y d) del numeral 7 de esta Regulación, no será
mayor que el 3% de la demanda máxima de la Distribuidora registrada en el año inmediato anterior a la fecha
de solicitud de la factibilidad de conexión. Para el cálculo de dicha capacidad nominal acumulada, la
Distribuidora considerará la capacidad nominal de las CGDs para las cuales se obtenga la factibilidad de
conexión a partir de la vigencia de la presente Regulación, y que la misma se encuentre vigente a la fecha de
cálculo, sea que las empresas o consumidores cuenten o no con un Título Habilitante o Certificado de
Calificación, según corresponda.
Aclarar si la demanda máxima a la que se refiere, así como la capacidad de CGDs se
refiere a demanda de potencia o demanda de energía.
En esta regulación se deberá aclarar cómo se procederá con en las distribuidras donde se
supere el 3% de la demanda en generación instalada en sus redes.
Sin perjuicio de lo anotado, es necesario considerar que el límite del 3% luce insuficiente si
lo que se desea es fomentar el desarrollo de generación distribuida en línea con las
tendencias mundiales. Asimismo, deberían incrementarse las oportunidades para
conseguir inversión privada en generación distribuida.
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202010 10,1
No habrá restricción en cuanto a la capacidad nominal máxima de CGDs que una Distribuidora podrá autorizar
a conectarse a sus redes eléctricas, mediante el otorgamiento de la factibilidad de conexión, para los casos
señalados en los literales a) y b) del numeral 7 de esta Regulación.
No habrá restricción en cuanto a la capacidad nominal máxima de CGDs que una
Distribuidora podrá autorizar a conectarse a sus redes eléctricas, si esto no afecta la
calidad y seguridad en el abastecimiento de la demanda, mediante el otorgamiento de
la factibilidad de conexión, para los casos señalados en los literales a) y b) del numeral 7
de esta Regulación.
El texto deberá señalar que la capacidad de CGDs a instalarse deberá observar las
restricciones de la red de distribución.
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202011 10.1
No habrá restricción en cuanto a la capacidad nominal máxima de CGDs que una Distribuidora podrá autorizar
a conectarse a sus redes eléctricas, mediante el otorgamiento de la factibilidad de conexión, para los casos
señalados en los literales a) y b) del numeral 7 de esta Regulación.
Analizar las imnplicaciones en la confiabilidad del abastecimiento de una Distribuidora
cuando una cantidad importante de su demanda de la Distribuidora fuese abastecida por
CGD.
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202012 11.2 La Distribuidora….., en un plazo de siete(7) días…. La Distribuidora….., en un plazo de siete(7) días calendario… Acotar fechas (si son días calendario o laborables)
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202013 11.3.1.
11.3.1.1 Caso 1
11.3.1.2 Caso 2
La necesidad de análisis de la afectación a la calidad de servicio por la conexión y
desconexión de CGDs, más que a la configuración de la conexión de éstos, debería
depender de la capacidad del CGD en relación a la demanda de potencia a donde se
conecta.
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202014 11.3.3
En el caso de los consumidores, el Proponente y la Distribuidora considerarán el siguiente esquema de
conexión
Se debe tener presente que los Inversores provocan distorsiones en el punto de conexión,
afectando en muchos casos al factor de potencia de la carga
Entidad Documento No. Numeral Texto Original Texto propuesto Observación Resolución de la Observación Respuesta
RESPUESTA
Matriz de observaciones al proyecto de Regulación
«Marco normativo para la participación de la Generación Distribuida»
Difusión Externa
REVISIÓN
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202015 11,4
Las solicitudes de factibilidad de conexión de las CGDs que no puedan ser tramitadas por restricciones de
capacidad, determinadas según lo señalado en los numerales 10.1, 10.2 o 10.3, serán registradas por la
Distribuidora en sus bases de datos, las cuales formarán parte de una lista de espera, organizadas en orden
cronológico en función de la fecha de solicitud.
Las solicitudes de factibilidad de conexión de las CGDs que no puedan ser tramitadas por
restricciones de capacidad de la red de distribución, determinadas según lo señalado en los
numerales 10.1, 10.2 o 10.3, serán registradas por la Distribuidora en sus bases de datos,
las cuales formarán parte de una lista de espera, organizadas en orden cronológico en
función de la fecha de solicitud.
Aclaración del texto
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202016 11,5
Para los CGD con capacidad mayor a 1 MW debe existir una especificación para que se
informe al Operador Nacional de Electricidad, que realiza el despacho centralizado, en
cuanto a la vigencia de la factibilidad de conexión ligada al título habilitante
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202017 12
La Regulación debe definir explícitamente los pasos que el promotor e instituciones deben
seguir cuando el aumento de capacidad vaya de un valor menor que 1 MW y luego supere
este valor hasta un máximo de 10 MW
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202018 13
La regulación debe especificar qué ocurre una vez que se cumpla el plazo de vigencia del
certificado de calificación del consumo (asociado a la vida útil)
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202019 15
El proceso de conexión de la CGD a la red de distribución se cumplirá conforme lo señale el
instructivo de conexión de la Distribuidora.
Las exigencias de la Distribuidora en cuanto a las características, equipos y componentes que debe
contemplar el campo de conexión, y que serán verificadas previo a la conexión de la central, no
serán mayores que las establecidas en: 1) los estudios entregados por el Proponente, 2) el informe
de análisis de factibilidad de conexión, y 3) los lineamientos señalados en la factibilidad de conexión,
según corresponda, conforme lo establecido en el numeral 10 de esta Regulación.
El propietario de la central otorgará las facilidades necesarias a la Distribuidora a fin de que realice
las inspecciones, verificaciones y pruebas que considere pertinente a los equipos e instalaciones del
campo de conexión.
Adicionalmente, dependiendo si el propietario de la CGD es una EGDH o un consumidor, se deberá
observar lo siguiente.
15.1 Para CGDs de EGDHs públicas, de economía mixta, privadas y de la economía popular y
solidaria
Previo a la conexión de la CGD al sistema de distribución, la Distribuidora y la EGDH propietaria de
la CGD suscribirán el contrato de conexión, el cual se sujetará al modelo establecido en la normativa
vigente. Se incluirá como Anexo al contrato de conexión, el informe de análisis de factibilidad de
conexión.
Los aspectos a considerarse con relación a las pruebas técnicas y experimentales, remuneración de
la energía entregada al sistema durante el periodo de pruebas técnicas, e inicio de operación
comercial, se sujetarán a lo establecido en la Regulación Nro. ARCONEL-002/16, “Requisitos y
procedimiento para las etapas de pruebas técnicas y de operación experimental, previas al inicio de
la operación comercial de centrales o unidades de generación” o la que la sustituya; adicionalmente,
se considerarán las pruebas específicas señaladas en la Regulación Nro. ARCONEL – 004/15,
“Requerimientos Técnicos para la Conexión y Operación de Generadores Renovables No
Convencionales a las Redes de Transmisión y Distribución” o la que la sustituya, cuando
corresponda.
No se remunerará la energía producida durante la etapa de pruebas técnicas de ningún tipo de
CGD.
La energía neta producida por las CGDs, durante el periodo de operación experimental, de
propiedad de EGDHs que hayan suscrito contratos regulados o un CRCD, será remunerada por la
demanda regulada en conformidad a lo siguiente:
a. La energía producida por centrales hidroeléctricas será remunerada al costo variable de
15 CONEXIÓN, PRUEBAS E INICIO DE OPERACIÓN
15.1. CONEXIÓN A LA RED DE DISTRIBUCIÓN
El proceso de conexión de la CGD a la red de distribución se cumplirá conforme lo
señale el instructivo de conexión de la Distribuidora.
Las exigencias de la Distribuidora en cuanto a las características, equipos y
componentes que debe contemplar el campo de conexión, y que serán verificadas
previo a la conexión de la central, no serán mayores que las establecidas en: 1) los
estudios entregados por el Proponente, 2) el informe de análisis de factibilidad de
conexión, y 3) los lineamientos señalados en la factibilidad de conexión, según
corresponda, conforme lo establecido en el numeral 10 de esta Regulación.
El propietario de la central otorgará las facilidades necesarias a la Distribuidora a fin
de que realice las inspecciones, verificaciones y pruebas que considere pertinente
a los equipos e instalaciones del campo de conexión.
Adicionalmente, dependiendo si el propietario de la CGD es una EGDH o un
consumidor, se deberá observar lo siguiente.
a) Para CGDs de EGDHs públicas, de economía mixta, privadas y de la economía
popular y solidaria
Previo a la conexión de la CGD al sistema de distribución, la Distribuidora y la
EGDH propietaria de la CGD suscribirán el contrato de conexión, el cual se
sujetará al modelo establecido en la normativa vigente. Se incluirá como Anexo al
contrato de conexión, el informe de análisis de factibilidad de conexión.
b) Para CGD de propiedad de consumidores
Una vez cumplidas las pruebas y verificaciones de los equipos e instalaciones en el
campo de conexión, la Distribuidora suscribirá con el consumidor el Contrato de
Suministro que considere las nuevas condiciones. Para el efecto se utilizará el
modelo establecido en el Anexo 3.
15.1. PRUEBAS TÉCNICAS, EXPERIMENTALES E INICIO DE OPERACIÓN
Para las CGDs de EGDHs públicas, de economía mixta, privadas y de la economía
popular y solidaria mayores o iguales a 1 MW, los aspectos a considerarse para la
etapa de pruebas técnicas y experimentales e inicios de operación comercial, se
sujetarán a lo establecido en la Regulación Nro. ARCONEL-002/16, “Requisitos y
procedimiento para las etapas de pruebas técnicas y de operación experimental,
previas al inicio de la operación comercial de centrales o unidades de generación”
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202020 15
El ingreso a operación de nuevas centrales de generación mayores a 1MW deben ser
coordinadas con CENACE, aspecto que debe considerarse en este reglamento, así como la
obligación de cumplir con los requisitos de ingreso de nuevas instalaciones establecidos en
la normativa correspondiente.
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202021 15
Las centrales de generación mayores a 1 MW deberán entregar la información técnica a
CENACE, conforma a la normativa correspondiente
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202022 15,1
No se remunerará la energía producida durante la etapa de pruebas técnicas de ningún tipo de CGD.
La energía neta producida por las CGDs, durante el periodo de operación experimental, de propiedad de
EGDHs que hayan suscrito contratos regulados o un CRCD, será remunerada por la demanda regulada en
conformidad a lo siguiente:
a. La energía producida por centrales hidroeléctricas será remunerada al costo variable de producción
establecido en la normativa correspondiente.
b. La energía producida por centrales no hidroeléctricas será remunerada al costo variable de producción
declarado al CENACE en conformidad con lo establecido en la normativa vigente.
No se remunerará la energía producida durante la etapa de pruebas técnicas de ningún tipo
de CGD.
La energía horaria neta producida por las CGDs, durante el periodo de operación
experimental, de propiedad de EGDHs que hayan suscrito contratos regulados o un CRCD,
será remunerada por la demanda regulada en conformidad a lo siguiente:
a. La energía horaria neta producida por centrales hidroeléctricas cuya potencia nominal
instalada sea mayor a 1 MW será remunerada al costo variable de producción establecido
en la normativa correspondiente.
b. La energía horaria neta producida por centrales no hidroeléctricas cuya potencia nominal
instalada sea mayor a 1 MW será remunerada al costo variable de producción declarado al
CENACE en conformidad con lo establecido en la normativa vigente.
Para poder determinar la energía horaria producida es necesario que las CGDs cumplan lo
establecido en la Regulación 001/16.
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202023 15,1
b. La energía producida por centrales no hidroeléctricas será remunerada al costo variable de producción
declarado al CENACE en conformidad con lo establecido en la normativa vigente.
b. La energía producida por centrales no hidroeléctricas cuya potencia nominal instalada
sea mayor a 1 MW será remunerada al costo variable de producción declarado al CENACE
en conformidad con lo establecido en la normativa vigente, dentro de los valores
aceptables de costo variable por tipo de tecnología definidos por ARCONEL
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202024 17,1
Las CGDs de capacidad nominal instalada igual o mayor a 1 MW, basadas en ERNC, operadas por EGDHs,
serán despachadas por el CENACE considerando que su costo variable de producción es igual a cero.
Las CGDs de capacidad nominal instalada igual o mayor a 1 MW, basadas en ERNC,
operadas por EGDHs, serán despachadas de manera preferente por el CENACE.
El texro "considerando que su costo variable de producción es igual a cero" se constituye
en un artificio para disponer "despacho preferente". Es mejor utilizar el término
directamente.
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202025 17,1
Las EGDHs propietarias de CGDs de capacidad nominal instalada igual o mayor a 1 MW cumplirán las
condiciones de despacho que disponga el CENACE, en coordinación con la Distribuidora.
En coordinación con la Distribuidora, las EGDHs propietarias de CGDs de capacidad
nominal instalada igual o mayor a 1 MW cumplirán las condiciones de despacho que
disponga el CENACE
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202026 17,1
Las EGDHs propietarias de CGDs de capacidad nominal instalada menor a 1 MW, remitirán a la Distribuidora,
hasta las 10:00 de cada día, la programación de la potencia diaria/horaria a ser despachada dos días después,
con el objeto de que la Distribuidora calcule la proyección de las demandas que se reflejarán en los puntos de
conexión del sistema de distribución al sistema de transmisión, y que serán reportadas al CENACE un día
antes de la operación en tiempo real, en conformidad con la normativa vigente.
Las EGDHs propietarias de CGDs de capacidad nominal instalada menor a 1 MW, remitirán
a la Distribuidora, hasta las 08:00 de cada día, la programación de la potencia
diaria/horaria a ser despachada dos días después, con el objeto de que la Distribuidora
calcule la proyección de las demandas que se reflejarán en los puntos de conexión del
sistema de distribución al sistema de transmisión, y que serán reportadas al CENACE un
día antes de la operación en tiempo real, en conformidad con la normativa vigente.
CENACE debe recibir la información de las empresas Distribuidoras previamente a las
10:00
Entidad Documento No. Numeral Texto Original Texto propuesto Observación Resolución de la Observación Respuesta
RESPUESTA
Matriz de observaciones al proyecto de Regulación
«Marco normativo para la participación de la Generación Distribuida»
Difusión Externa
REVISIÓN
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202027 17.2.2
Las CGDs de capacidad igual o mayor a 1 MW, basadas en combustibles fósiles, operadas por una EGDH,
serán despachadas por el CENACE en coordinación con la Distribuidora a cuyo sistema se encuentren
conectadas
Las CGDs de capacidad igual o mayor a 1 MW, basadas en combustibles fósiles, operadas
por una EGDH, serán despachadas por el CENACE en orden de su CVP al mínimo costo
de producción. De requerirse su operación por requerimientos de la Distribuidora en cuyo
sistema se encuentren conectadas, éste requerimiento deberá ser informado por la
Distribuidora a CENACE
Las reglas de despacho deben mantenerse para todos los generadores sujetos al despacho
centralizado
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202028 17.2.2
Para el efecto, la EGDH propietaria de la CGD proporcionará al CENACE y a la Distribuidora, la información
técnica que le sea solicitada, en los plazos y en los formatos que estas entidades establezcan.
Para el efecto, la EGDH propietaria de la CGD proporcionará al CENACE y a la
Distribuidora, la información técnica definida en la normativa e instructivo para el ingreso de
centrales de generación y la necesaria para la modelación en el modelo de optimización,
que le sea solicitada, en los plazos y en los formatos que estas entidades establezcan.
Existe normativa de detalle donde se definen los requerimientos para la conexión e ingreso
en los modelos de despacho y supervisión
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202029 18
Es responsabilidad de los propietarios de las CGDs, planificar, financiar y ejecutar los mantenimientos de las
centrales, equipos e instalaciones asociados.
Es responsabilidad de los propietarios de las CGDs, planificar, financiar y ejecutar los
mantenimientos de las centrales, equipos e instalaciones asociados.
La gestión de mantenimientos para unidades mayores a 1 MW debe realizarse de
conformidad a lo estabecido para las unidades sujetas a despacho centralizado
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202030 19,1
El CENACE es responsable de la liquidación de la energía generada por las CGDs de capacidad nominal
instalada igual o mayor a 1 MW, en conformidad con lo establecido en la normativa específica.
El cargo variable para CGDs no hidroeléctricas será igual al Costo Variable de Producción que sea declarado
al CENACE en conformidad con lo que se establezca en la normativa vigente.
Para las centrales EGDHs que líquida CENACE ( 1 A 10 MW), estas unidades deben
cumplir las regulaciones 001/16, 003/16, como estas unidades reciben cargo fijo, sería
necesario aplicar el Anexo A del proyecto de "Regulación Comercial", es decir se requiere el
calculo de la Potencia Disponible asociado un factor de disponibilidad; así como la
declaración de disponibilidad al Operador del Sitema.
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202031 19,1
Las EGDHs públicas propietarias de CGDs de capacidad nominal instalada igual o mayor a 1 MW venderán
toda su energía generada a las Distribuidoras, en proporción a su demanda regulada, a través de contratos
regulados.
Las EGDHs públicas propietarias de CGDs de capacidad nominal instalada igual o mayor a
1 MW venderán toda su energía generada a las Distribuidoras, en proporción a su demanda
regulada, a través de contratos regulados, los cuales serán registrados por CENACE en
función de la normativa correspondiente.
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202032 19,1
Las EGDHs públicas propietarias de CGDs de capacidad nominal instalada menor a 1 MW venderán toda su
energía generada a la Distribuidora a cuyas redes se encuentre conectada, a través de un CRCD.
Las EGDHs públicas propietarias de CGDs de capacidad nominal instalada menor a 1 MW
venderán toda su energía generada a la Distribuidora a cuyas redes se encuentre
conectada, a través de un CRCD, el cual denberá ser informado a la ARCONEL.
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202033 19,2
El cargo variable corresponderá al Costo Nivelado de la Energía – LCOE, el cual será calculado aplicando la
metodología que apruebe la ARCONEL.Eliminar
Este párrafo está en contraposición con lo estipulado en los numerales precedentes,
específicamente con el numeral 15.1.
El LCOE se emplea para comparar proyectos de generación con tecnologías discímiles con
el fin de determinar su viabilidad económica, no con fines de liqudiación.
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202034 19,2
Las condiciones comerciales que se establezcan en los contratos bilaterales que suscriba la EGDH con
grandes consumidores serán establecidas entre las partes.
Las condiciones comerciales que se establezcan en los contratos bilaterales que suscriba
la EGDH con grandes consumidores serán establecidas entre las partes y la liquidación
corresponderá a las empresas suscriptoras.
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202035 19,2
Para la liquidación se considerará lo siguiente:
a) Para CGDs de capacidad mayor o igual a 1 MW
proporcional a su demanda regulada.
grandes consumidores; el orden de asignación de la energía a cada gran consumidor será en función del
orden en que la EGDH haya efectuado el registro de los contratos bilaterales ante el CENACE.
sobrante será asignada a la demanda regulada.
consumidores con los cuales la EGDH tiene suscrito contratos bilaterales, la energía faltante será considerada
como una transacción de corto plazo, y será cancelada por los grandes consumidores.
Para el cálculo de los valores mensuales a liquidarse a la demanda regulada se considerará la metodología
establecida en el Anexo 4.
Para la liquidación se considerará lo siguiente:
a) Para CGDs de capacidad mayor o igual a 1 MW
requerimientos de los grandes consumidores con los que haya suscrito contratos
bilaterales.
Consumidores será asignada a la demanda regulada en proporción a su demanda
comercial horaria.
horario de los grandes consumidores con los cuales la EGDH tiene suscrito contratos
bilaterales, la energía horaria faltante será valorada al costo horario de la energía y este
valor será cubierto por la EGDH deficitario. El valor recaudado será asignado como un
ingreso a las Empresas de Distribución e función de la demanda comercial horaria.
establecida en la Regulación Régimen de las transacciones comerciales en el sector
eléctrico ecuatoriano
Es necesario establecer consistencia con la Regulación Régimen de las transacciones
comerciales en el sector eléctrico ecuatoriano
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202036 19,2
b) Para CGDs de capacidad menor a 1 MW que hayan suscrito contratos bilaterales
• Se sujetará a los criterios de liquidación establecidos en el literal a), con la particularidad de que la energía
que le corresponda a la demanda regulada será asignada a la Distribuidora a cuyas redes se encuentre
conectada la CGD.
b) Para CGDs de capacidad menor a 1 MW que hayan suscrito contratos bilaterales
• Se sujetará a los criterios de liquidación establecidos en el literal a), con la particularidad
de que la energía que le corresponda a la demanda regulada será asignada a la
Distribuidora a cuyas redes se encuentre conectada la CGD y la liquidación será efectuada
por la Empresa de Distribución correspondiente.
Entidad Documento No. Numeral Texto Original Texto propuesto Observación Resolución de la Observación Respuesta
RESPUESTA
Matriz de observaciones al proyecto de Regulación
«Marco normativo para la participación de la Generación Distribuida»
Difusión Externa
REVISIÓN
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202037 19,3
Para la liquidación se considerará lo siguiente:
a) Para CGDs de capacidad mayor o igual a 1 MW
• La liquidación será realizada por el CENACE.
• La energía que le corresponda a la demanda regulada será asignada a todas las Distribuidoras, de manera
proporcional a su demanda regulada.
• La energía horaria mensual que genere una CGD se destinará primero para atender los requerimientos de los
grandes consumidores; el orden de asignación de la energía a cada gran consumidor será en función del
orden en que la EGDH haya efectuado el registro de los contratos bilaterales ante el CENACE.
• La energía horaria sobrante será asignada a la demanda regulada.
• Si la energía horaria generada por la CGD es insuficiente para cubrir el requerimiento horario de los grandes
consumidores con los cuales la EGDH tiene suscrito contratos bilaterales, la energía faltante será considerada
como una transacción de corto plazo, valorada al costo horario de la energía, y será cancelada por los grandes
consumidores a los que corresponda.
• En los contratos regulados que la EGDH suscriba con las Distribuidoras, se considerará un solo cargo
variable, en USD/MWh, igual al LCOE, calculado en conformidad a la metodología que apruebe la ARCONEL,
en base al cual se determinará los valores a ser facturados por la EGDH a las Distribuidoras por la energía
entregada.
• En caso la EGDH no haya suscrito contratos regulados, los excedentes de energía que sean inyectados a la
red de distribución serán liquidados como una transacción de corto plazo y asignados a la demanda regulada.
(...)
Para la liquidación se considerará lo siguiente:
a) Para CGDs de capacidad mayor o igual a 1 MW
• La liquidación será realizada por el CENACE.
• La energía neta horaria que genere una CGD se destinará primero para atender los
requerimientos de los grandes consumidores con los que haya suscrito contratos
bilaterales.
• La energía neta horaria no comprometida en contratos bilaterales con Grandes
Consumidores será asignada a la demanda regulada en proporción a su demanda
comercial horaria.
• Si la energía neta horaria generada por la CGD es insuficiente para cubrir el requerimiento
horario de los grandes consumidores con los cuales la EGDH tiene suscrito contratos
bilaterales, la energía horaria faltante será valorada al costo horario de la energía y este
valor será cubierto por la EGDH deficitario. El valor recaudado será asignado como un
ingreso a las Empresas de Distribución e función de la demanda comercial horaria.
• Para el cálculo del ingreso por cargo fijo de la CGD se aplicará la metodología
establecida en la Regulación Régimen de las transacciones comerciales en el sector
eléctrico ecuatoriano
• En caso la EGDH no haya suscrito contratos regulados, los excedentes horarios de
energía neta que sean inyectados a la red de distribución serán liquidados con el costo
horario de la energía. Este valor será cubierto por la demanda regulada en de manera
proprocional a la demanda comercial horaria.
El párrafo tachado está en contraposición con lo estipulado en los numerales precedentes,
específicamente con el numeral 15.1.
El LCOE se emplea para comparar proyectos de generación con tecnologías discímiles con
el fin de determinar su viabilidad económica, no con fines de liquidación.
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202038 19,3
(…) El monto anual de energía que se reconocerá a este costo será de hasta el 10% de la energía anual
comprometida por la EGDH con los grandes consumidores, evaluación que se realizará en el transcurso de
cada año calendario. La energía que se genere por encima de este porcentaje será considerada como energía
no solicitada y, por lo tanto, no será remunerada.
Se propone la siguiente metodología:
Las CGD serán despachadas horariamente por el CENACE hasta el valor de potencia
resultante de la suma de las potencias máximas de los Grandes Consumidores con
contratos bilaterales con la EGDH. CENACE liquidará la energía neta horaria producida
hasta un valor que no exceda el 10% de aquella resultante de la potencia horaria que haya
sido despachada. Valores superiores se considerarán como energía no solicitada y no
serán remunerados. Para las CGD que empleen ERNC no aplicará el límite del 10%
señalado y CENACE liquidará la totalidad de la energía neta producida.
La disposición original de la propuesta de Regulación es inaplicable por las siguientes
razones:
1) No se puede comprometer a priori un valor fijo de energía con los grandes
consumnidores. Los contratos con los Grandes Consumidores cubren toda su demanda
(Pague lo Demandado),la cual es variable.
2) Al final del año, las transacciones comerciales ya se habrán liquidado. Cualquier señal
anual que se quiera aplicar a la energía ya liquidada podría implicar una devolución por
parte de la EGDH de valores económicos ya recibidos, con implicaciones en todo el
mercado, lo cual reflejaría un deficiente diseño regulatorio
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202039 19,3
b) Para CGDs de capacidad menor a 1 MW que hayan suscrito contratos regulados Se sujetará a los criterios
de liquidación establecidos en el literal a), con la particularidad de que la energía que le corresponda a la
demanda regulada será asignada a la Distribuidora a cuyas redes se encuentre conectada la CGD.
b) Para CGDs de capacidad menor a 1 MW que hayan suscrito contratos regulados Se
sujetará a los criterios de liquidación establecidos en el literal a), con la particularidad de
que la energía que le corresponda a la demanda regulada será asignada a la Distribuidora
a cuyas redes se encuentre conectada la CGD y la liquidación será efectuada por la
Empresa de Distribución correspondiente.
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202040 19.4.2.1;19,4,2,2;19,4,2,3
El CENACE calculará y publicará en su página Web, dentro de los primeros seis (6) días de cada mes, el
promedio del costo horario de energía del mes anterior, el cual servirá para que la Distribuidora calcule el
crédito a reconocerse al consumidor por la ERi.
El CENACE calculará y publicará en su página Web, dentro de los primeros diez (10) días
de cada mes, el promedio del costo horario de energía del mes anterior valorado con
costos internacionales de combustible, el cual servirá para que la Distribuidora calcule el
crédito a reconocerse al consumidor por la ERi.
Como es de conocimiento del Regulador, por disposicón normativa el proceso de
liqudiación del mercado culmina hasta el día 10 del mes siguiente al de la operación,
cuando se disponen de valores definitivos de todos los parámetros de la liqudiación
comercial. Antes no se podría garantizar que los valores que se puedan informar el día 6 no
vayan a sufrir cambios el día 10.
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202041 20,1
20.1 Para EGDHs públicas
La EGDHs públicas, sin excepción alguna, cumplirán las disposiciones establecidas en la Regulación Nro.
ARCONEL 001/16, Sistema de Medición Comercial – SISMEC – del Sector Eléctrico Ecuatoriano, o la que la
sustituya.
En el caso de las EGDHs públicas como se habla del reconocimiento de un cargo fijo, es
necesario que cumplan con la regulación 003/16 ( supervisión en tiempo real unidades
mayores a 5 MW) y declaren los valores de potencia disponible a CENACE, esto es
necesario ya que se requeriría la determinación de la disponibilidad técnica que luego es
utilizado en las liquidaciones del mercado para la deteminación del factor de disponibilidad.
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202042 27
Infracciones y Sanciones. Del CENACE
a) No publicar o retrasarse en la publicación del promedio del costo horario de la energía, de aceurdo a lo
estipulado en el numeral 19..42 de esta Regulación
Infracciones y Sanciones. Del CENACE
a) No publicar o retrasarse de manera injustificada en la publicación del promedio del costo
horario de la energía, de aceurdo a lo estipulado en el numeral 19..42 de esta Regulación
Se debe considerar lo expuesto en el numeral 19.4.2.3.
Sin perjuicio de lo anotado, resulta desproporcionado considerar este incumplimiento como
una infracción grave, puesto que está ligado a un proceso post operativo que no interfiere
en la gestión de las empresas o produce un perjuicio económico.
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202043 Disposiciones Transitorias
Primera.- En un término de 90 días contados a partir de la aprobación de esta Regulación, el CENACE y las
Distribuidoras implementarán o adecuarán sus procesos, sistemas de gestión de información y página Web a
fin de que se adapten a las disposiciones establecidas en esta Regulación, según les corresponda.
Primera.- En un término de 180 días contados a partir de la aprobación de esta Regulación,
el CENACE y las Distribuidoras implementarán o adecuarán sus procesos, sistemas de
gestión de información y página Web a fin de que se adapten a las disposiciones
establecidas en esta Regulación, según les corresponda.
Los plazos previstos son insuficientes para que CENACE logre implementar la gran
cantidad de modificaciones regulatorias que se introducen en la regulación. Se debe
considerar además que la impelmentación de sistemas tecnológicos está ligada a la
disposnibilidad de recursos económicos en las instituciones y está sujeta a los procesos de
contratos pública, ambos aspectos no controlados por las instituciones encargadas de
implementar los cambios regulatorios.
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202044 Disposicines Derogatorias
Se debe verificar que las regulaciones que tengan relación con la liquidación de las
centrales menores a 1 MW anteriores a la presente regulación sean también derogadas.
Entidad Documento No. Numeral Texto Original Texto propuesto Observación Resolución de la Observación Respuesta
RESPUESTA
Matriz de observaciones al proyecto de Regulación
«Marco normativo para la participación de la Generación Distribuida»
Difusión Externa
REVISIÓN
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202045 ANEXO 4
METODOLOGÍA PARA LA LIQUIDACIÓN MENSUAL DE LA ENERGÍA ENTREGADA A LA DEMANDA
REGULADA POR EGDH QUE CONSTRUYAN Y OPEREN CGDs CONTEMPLADAS EN EL PME.
Se debe eliminar este Anexo 4 por las siguiente razones:
Este Anexo no es aplicable a la liquidación que realiza CENACE (CGD entre 1 y 10 MW) y
debe eliminarse debido a que:
1) No está en concordancia con lo definido en el Reglamento de la LOSPEE de que los
contratos regulados deben contemplar un cargo fijo y un cargo variable.
2) No está en concordancia con lo establecido en el numeral 19.1 de la presente
regulación.
3) Introduce una doble remuneración de la energía que ya se liquida horariamente, ésta se
pretende liquidar nuevamente a través de una liquidación mensual.
4) Establece una contradicción con el cargo fijo mensual que definido para los contratos
regulados.
5) Hace referencia a una Energía Anual Comprometida que en principio no depende de la
CGD sino que para la centrales mayores de 1 MW está ligada al despacho económico bajo
control de CENACE cuando no son ERNC o a la disponibilidad de recurso primario, cuando
son ERNC.
6) El Anexo prevé que previo a la liquidación de cualquier mes podría ser necesario
desarrollar un estudio "técnico con los debidos documentos de respaldo" estableciédose un
proceso engorroso e incompatible con los tiempos asigandos a la liqudiación de las
transacciones.
7) El Anexo introduce subjetividades técnicas que hacen imposible su aplicación.
En su lugar la Regulación debería señalar que el cargo fijo mensual se liquidará conforme lo
definido en la Regulación "Régimen de las transacciones comerciales en el sector eléctrico
ecuatoriano", en la cual se prevé el tratamiento de la potencia disponible como un
parámetro técnico que permite cuantificar el aporte de las centrales.
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202046 GENERAL
No se incluye en la normativa el tratamiento que se debe dar a la energía reactiva;
especialmente la que proviene de la Generación que requiere de sistemas de conversión.
Se debe elaborar un procedimiento para que se condicione el flujo de reactivos hacia o
desde la red en situaciones en las cuales se afecte el perfil de voltaje en el punto de
intercambio.
CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O
16 de enero de 202047
Se solicita utilizar comillas en los textos que hayan sido copiadas de forma exacta del
archivo original .
Se solicita que se incorpore y ítem de siglas y acrónimos. Falta especificar las
características técnicas hasta que valor se considera como generación distribuida y si las
redes de distribución aguantara estos valores