INFORMACIÓN Y FORMATOS PARA LA PRESENTACIÓN DEL PLAN DE...

INFORMACIÓN Y FORMATOS PARA LA PRESENTACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES

RESOLUCIÓN CREG 179 DE 2014

Mayo de 2015

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TABLA DE CONTENIDO

1. ANTECEDENTES ................................................................................................ 4

2. CLASIFICACIÓN DE LAS INVERSIONES .......................................................... 6

3. PLANEACIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ............................................ 8

3.1 DIAGRAMA GENERAL DEL PROCESO DE PLANEACIÓN. .............................. 9

3.2 METODOLOGÍAS DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA .. 10

3.2.1 Metodología de tiempo fijo ................................................................................. 10

3.2.2 Metodología de optimización dinámica .............................................................. 10

3.3 HORIZONTES DE PLANEACIÓN ..................................................................... 11

3.4 ELEMENTOS DE PLANEAMIENTO A LARGO Y CORTO PLAZO .................... 11

3.4.1 Planeamiento a largo plazo ............................................................................... 11

3.4.2 Planeamiento a corto plazo ............................................................................... 12

3.5 MODELOS DE PRONÓSTICO DE DEMANDA ................................................. 12

3.5.1 Modelos de tendencia ........................................................................................ 12

3.5.2 Modelos multivariados ....................................................................................... 13

3.5.3 Modelos por micro áreas ................................................................................... 13

3.6 PRONÓSTICO DE LA DEMANDA NACIONAL .................................................. 13

4. METODOLOGIAS PARA DEFINICIÓN DE INVERSIONES EN REPOSICIÓN . 14

4.1 MODELO DE ANÁLISIS DE RIESGO ESTANDAR ........................................... 16

4.2 ANÁLISIS DE RIESGO BASADOS EN MODELOS ........................................... 17

4.2.1 Modelo utilizado en el Reino Unido .................................................................... 17

4.2.2 Otras aplicaciones en el Reino Unido ................................................................ 20

4.2.3 Modelo de Australia ........................................................................................... 22

5. INVERSIONES PARA MEJORAR CALIDAD DEL SERVICIO .......................... 24

6. INFORMACIÓN Y FORMATOS DEL PLAN DE INVERSIONES ....................... 25

6.1 DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA ......................................................................... 25

6.1.1 Estadísticas descriptivas del sistema ................................................................. 26

6.1.2 Proyecciones de la demanda de energía y potencia .......................................... 26

6.1.3 Cargabilidad de los principales elementos del sistema ...................................... 27

6.1.4 Posibilidades de ampliación y reconfiguración de las subestaciones ................. 28

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6.1.5 Perfil de antigüedad ........................................................................................... 29

6.1.6 Niveles de tensión no normalizados .................................................................. 34

6.1.7 Obsolescencia activos ....................................................................................... 34

6.1.8 Nivel de calidad del servicio ............................................................................... 35

6.1.9 Sistemas de información y control ..................................................................... 35

6.2 ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS Y PRIORIZACION ........................................... 35

6.2.1 Criterios generales para la definición del plan.................................................... 35

6.2.2 Análisis de alternativas de inversión en activos asociados con nueva demanda 36

6.2.3 Análisis de alternativas de inversión en activos no asociados con nueva demanda .......................................................................................................................... 38

6.3 RESUMEN DEL PLAN DE INVERSIONES ....................................................... 39

6.3.1 Resumen del plan de inversiones asociado a demanda .................................... 39

6.3.2 Resumen de inversiones no asociado con demanda ......................................... 42

6.4 INFORMACIÓN BASE DEL PLAN DE INVERSIONES ...................................... 43

6.4.1 Clasificación de los activos ................................................................................ 43

6.4.2 Información a reportar para cada categoría de activos ...................................... 47

7. CONSULTA PROCESO DE PLANEACIÓN DE LOS OR .................................. 53

8. BIBLIOGRAFIA ................................................................................................. 55

9. ANEXO – TABLAS DIAGNOSTICO DEMANDA ............................................... 57

9.1 ESTADÍSTICAS DESCRIPTIVAS DEL SISTEMA ............................................. 57

9.2 PRONÓSTICOS DE DEMANDA Y POTENCIA MÁXIMA .................................. 58

9.3 CARGABILIDAD PRINCIPALES ELEMENTOS DEL SISTEMA......................... 60

9.3.1 Transformadores de potencia ............................................................................ 60

9.3.2 Transformadores de distribución........................................................................ 62

9.3.3 Cargabilidad en líneas y redes .......................................................................... 62

9.3.4 Análisis de corto circuito del sistema ................................................................. 63

9.3.5 Posibilidades de ampliación y reconfiguración de las subestaciones ................. 63

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INFORMACIÓN Y FORMATOS PARA LA PRESENTACIÓN DE LOS PLANES DE INVERSIÓN DE LA RESOLUCIÓN CREG 179 DE 2014

Para la aplicación de la metodología propuesta en la Resolución CREG 179 de 2014 se requiere la presentación de planes de inversión por parte de las empresas, su aprobación por parte de la Comisión y posteriormente el seguimiento a la ejecución y el ajuste de los ingresos de las empresas con base en el cumplimiento de la ejecución de los planes aprobados.

Con base en estos planes, las empresas definirán las inversiones requeridas en su sistema durante el periodo tarifario, para la prestación del servicio en las condiciones previstas en la regulación y definidas por las empresas en sus planes de negocio, estas inversiones serán incorporadas en los ingresos regulados de las empresas y trasladadas a las tarifas de los usuarios.

En el numeral 7.3 de la resolución se señala lo siguiente:

7.3 CONTENIDO DE LOS PLANES DE INVERSIÓN

Los OR deben presentar un plan de inversiones para el periodo tarifario indicando para cada año los proyectos de inversión que se acometerán. Los proyectos deben agruparse en planes de inversión en expansión, reposición de activos, en mejoramiento de la calidad del servicio y reducción y mantenimiento de pérdidas. Adicionalmente las empresas pueden presentar un plan de inversión con proyectos asociados a la incorporación de nuevas tecnologías en el sistema.

El costo total de cada plan de inversión debe ser expresado como un porcentaje de la base regulatoria de activos inicial.

Los planes deben estar adecuadamente justificados y deben contener análisis de beneficio - costo y eficiencia de las inversiones realizadas.

Los planes de inversión deben contener como mínimo, la información solicitada a continuación y la requerida en los formatos que la Comisión defina, en circular aparte, para la presentación del plan.

Subrayado fuera de texto

Con base en lo establecido en el numeral 7.3 de dicha resolución, el objetivo de este documento es presentar la información y los formatos que, como mínimo, deben contener los planes de inversión de las empresas para su presentación.

1. ANTECEDENTES

La Comisión publicó en la Resolución CREG 079 de 2014 los propósitos y lineamientos generales para la remuneración de la actividad de distribución de energía como parte del proceso de definición de la metodología de esta actividad para el siguiente periodo tarifario, en esta resolución se señala, entre otros, lo siguiente:

La Comisión ha identificado la necesidad de realizar cambios estructurales en la metodología de remuneración de la actividad orientados al fortalecimiento de las señales de reposición de la infraestructura existente, la integración de nuevas tecnologías al sistema, la estabilidad en la remuneración de las inversiones realizadas y el mejoramiento de la confiabilidad y la calidad del servicio; guardando la consistencia regulatoria requerida entre sus diferentes elementos.

(…)

Se propone un esquema que considere los planes de inversión presentados por las empresas, acompañado de un mecanismo de ingreso máximo y un esquema de remuneración de las inversiones con base en el modelo de costo de reemplazo depreciado.

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Subrayado fuera de texto.

En la Resolución CREG 179 de 2014, se publicó para comentarios la metodología propuesta para la remuneración de esta actividad en el siguiente periodo tarifario. En esta resolución, se desarrolla el tema de planes de inversión incorporando los criterios generales para la presentación de los planes de inversión por parte de los agentes, el contenido que deben tener dichos planes, la metodología a utilizar para su aprobación, la metodología que se utilizará para desarrollar el seguimiento de dichos planes, y finalmente, la publicidad y difusión que se debe hacer para dar a conocer los planes de inversión.

De otra parte, desde el año 1998, en la Resolución CREG 070 de 1998 se establecieron, entre otros, los criterios para asegurar la expansión y los niveles de cobertura de los STR y SDL y las obligaciones de los OR en lo relacionado con la expansión eficiente, económica y confiable.

En el numeral 3.3 de la Resolución CREG 070 de 1998 se definieron los criterios para desarrollar la planeación de la expansión de los OR, que se relacionan a continuación:

a. Atención de la demanda, la planeación de la expansión deberá estar soportada en proyecciones de demanda cuya estimación se efectuará utilizando modelos técnico-económicos disponibles para tal efecto.

b. Adaptabilidad, los planes de expansión deberán incorporar los avances de la ciencia y de la tecnología que aporten mayor calidad y eficiencia en la prestación del servicio al menor costo económico.

c. Flexibilidad del plan de expansión, el plan de expansión de un OR, en su ejecución, puede experimentar modificaciones.

d. Viabilidad ambiental. los planes de expansión deben cumplir con la normatividad ambiental vigente.

e. Normas y permisos, las obras de expansión requeridas deben cumplir con las normas pertinentes previstas por las autoridades competentes y obtener los permisos correspondientes.

f. Eficiencia económica, los planes de expansión e inversiones deberán considerar la minimización de costos.

g. Calidad y continuidad en el suministro, los planes de inversión deberán asegurar los indicadores de calidad y garantizar la continuidad del servicio mediante proyectos de suplencia, ampliación, automatización de la operación, modernización e inventario de repuestos, entre otros.

h. Coordinación con el SIN, el OR deberá planear su sistema considerando los planes de expansión en transmisión y generación elaborados anualmente por la UPME.

Adicionalmente, desde el año 1998 se establece que los OR deberán mantener información técnica actualizada sobre el sistema que operan, para lo cual se definieron los formatos establecidos en el Anexo RD-1 de dicha resolución. En este anexo se establece que los OR deben tener un inventario detallado de los componentes de su red, el cual debe contener información de carácter técnico, como longitud, capacidad, configuración, etc, así como, información de localización y el año de entrada en operación de las subestaciones, líneas y circuitos del sistema.

De otra parte, como parte de la aprobación de los ingresos regulados en la actividad de distribución de energía eléctrica, los procesos de presentación, aprobación y seguimiento de planes de inversión son ampliamente utilizados, con diferentes grados de desarrollo, en los

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países en los cuales se cuenta con un modelo regulatorio similar al propuesto en la Resolución CREG 179 de 2014. En varios países se cuenta con experiencia de varios periodos regulatorios en la presentación y aprobación de planes de inversiones, lo que ha permitido el desarrollo e implementación de diferentes metodologías y modelos para la evaluación eficiente de las inversiones requeridas en los sistemas de distribución de energía eléctrica.

De igual manera, diferentes reguladores han incentivado la adopción, por parte de los agentes, de sistemas basados en gestión de los activos de tal forma que al interior de las empresas se tenga un marco de referencia para la definición de sus planes de inversión, minimizando la intervención del regulador en las decisiones de los agentes [3]. Lo anterior, con el propósito de promover inversiones que consideren diferentes análisis de riesgos y que conduzcan al desempeño eficiente de las los activos en el largo plazo, se minimicen los problemas en un horizonte de largo plazo por la búsqueda de eficiencias en el corto plazo y provean información a los diferentes actores del sector sobre el desempeño de la gestión de los activos involucrados en la prestación del servicio1.

El principal marco de referencia fue el estándar británico BSi PAS 55-12 el cual especifica los requerimientos para la implementación un sistema de gestión de activos físicos. Actualmente, las normas ISO 55000, ISO 55001 e ISO 50002 suministran la visión general, los requisitos y la guía para la implementación de un sistema de gestión de activos para cualquier organización.

2. CLASIFICACIÓN DE LAS INVERSIONES

De manera general, las inversiones para desarrollar la actividad de distribución se pueden clasificar en inversiones en activos de red o activos eléctricos, como subestaciones, líneas, etc., e inversiones en activos no eléctricos como equipos de oficina, vehículos, bodegas, herramientas, etc.

La segunda categoría representa un bajo porcentaje de las inversiones totales de las empresas, incluso, en la mayoría de los casos, las empresas han dejado de ejecutar estas inversiones, reemplazándolas por gastos a través de contratos para la prestación de servicios de transporte, pago de arriendos, tercerización de servicios, etc.

Respecto a los activos no eléctricos la propuesta de la Resolución CREG 179 de 2014 considera incluirlos como un porcentaje de la base de activos de eléctricos, por lo cual estos no harían parte de los planes de inversión.

Las inversiones en activos eléctricos pueden clasificarse de diferentes formas, dependiendo de los drivers o de las actividades planteadas por la empresa con base en restricciones de tipo económico, ambiental, financiero, regulatorio, etc.

En la Tabla 1 se presenta una clasificación de inversiones, según el driver o motivador de la inversión y el objetivo de la misma.

En primer lugar se encuentran las inversiones relacionadas con crecimientos de la demanda, conexión de nuevos usuarios o el incremento de la demanda de usuarios existentes. Para lo cual se requieren inversiones de ampliación de la red o de incremento de capacidad de la infraestructura existente. 1 La implementación y certificación de un sistema de gestión de activos, a juicio de OFGEM, representa la

demostración de un mínimo de buenas prácticas, que facilita el proceso de revisión y aprobación de nuevas inversiones, sin remplazarlo [3].

2 PAS 55-1:2008: Specification for the optimized management of physical assets.

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En segundo lugar se encuentran inversiones necesarias para mantener o mejorar las condiciones de prestación del servicio e incluyen la reposición de activos y la incorporación de nuevos equipos para mejorar el desempeño del sistema.

De esta manera, las inversiones se pueden clasificar en aquellas requeridas para suplir las necesidades de nueva demanda y aquellas necesarias para la atención de la demanda existente con mejores condiciones de operación y calidad.

Tabla 1 Clasificación de las inversiones por demanda

Driver de la inversión Objetivo de la inversión

Nueva demanda 1) reemplazo de activos para ampliar capacidad (mayor nivel de servicio)

2) Instalación de nuevas redes y/o subestaciones

No asociado con demanda

3) reemplazo por activos equivalentes (nivel de servicio similar)

4) Instalación de nuevos activos

Fuente: Australian energy regulator, AER. Electricity network service providers replacement model handbook, 2011. [4]

Para la planeación de las inversiones asociadas con nueva demanda, grupos 1 y 2 de la Tabla 1, se utilizan modelos de planeamiento energético a partir de análisis de ingeniería y proyecciones de la demanda.

Para la definición de las inversiones del grupo 3 de la Tabla 1, generalmente se utilizan metodologías que consideran las condiciones iniciales del sistema, de grupos de activos o de activos individuales del sistema y evalúan los impactos en el desempeño y la seguridad del sistema, los niveles de calidad del servicio y la operación del sistema, por la antigüedad o por obsolescencia tecnológica de los activos existentes.

Las inversiones no asociadas con crecimiento de la demanda ni con necesidades de reposición, grupo 4 de la Tabla 1, son aquellas destinadas principalmente a la optimización de la operación del sistema, a la incorporación de nuevas tecnologías, al mejoramiento de la calidad del servicio, como suplencias y equipos de corte en las redes, etc.

Es importante señalar que el objetivo de los planes de inversión es definir las inversiones eficientes que permitan atender la demanda, tanto existente como nueva, en condiciones de calidad adecuadas, sin embargo, generalmente todas las inversiones contribuyen, en mayor o menor grado, al mejoramiento de la calidad del servicio y a la reducción de pérdidas.

Otra clasificación empleada se presenta en la Tabla 2, esta se encuentra orientada hacia los servicios como acceso al sistema, seguridad, confiabilidad, calidad de la potencia, etc.

Tabla 2 Clasificación de inversiones por servicios

Example Drivers Example Projects / Activities

syste

m a

ccess

- Customer service requests

- New customer connections - Modifications to existing customer connections - Expansions for customer connections or property

development

- Other 3rd party infrastructure development requirements

- System modifications for property or infrastructure development (e.g. relocating pole lines for road widening)

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Example Drivers Example Projects / Activities

- Mandated service obligations (DSC; Cond. of Serv.; etc.)

- Metering - Long term load transfer

syste

m

renew

al

Assets/asset systems at end of service life due to: - Failure - Failure risk - Substandard performance - High performance risk - Functional obsolescence

- Programs to refurbish/replace assets or asset systems; e.g: batteries; cable (by type); cable splices; civil works; conductor; elbows & inserts; insulators; poles (by type); physical plant; relays; switchgear; transformers (by type); other equipment (by type)

syste

m s

erv

ice

Expected changes in load that will constrain the ability of the system to provide consistent service delivery

Property acquisition - Capacity upgrade (by type); e.g. phases; circuits;

conductor; voltage; transformation; regulation - Line extensions

System operational objectives: - Safety - Reliability - Power quality - System efficiency - Other

performance/functionality

- Protection & control upgrade; e.g. reclosers; tap changer controls/relays; transfer trip

- Automation (new/upgrades) by device type/function - SCADA - Distribution loss reduction

genera

l pla

nt1

- System capital investment support

- System maintenance support - Business operations efficiency - Non-system physical plant

- Land acquisition - Structures & depreciable improvements - Equipment and tools - Supplies - Finance/admin/billing software & systems - Rolling stock - Intangibles (e.g. land rights; capital contributions to

other utilities)

Fuente: Ontario Energy Board. Filing Requirements for Electricity Transmission and Distribution Applications. Chapter 5 Consolidated Distribution System Plan Filing Requirements. 2013. [5]

En la Resolución CREG 179 de 2014 se propone la presentación de planes de inversión en las siguientes categorías: i) expansión, ii) reposición, iii) calidad del servicio, iv) pérdidas de energía y, v) incorporación de nuevas tecnologías.

Con base en lo anterior, en los siguientes capítulos se desarrollan los criterios generales y la información requerida para la definición y presentación de los planes de inversión relacionados con las cuatro categorías establecidas en la Tabla 1, y su asimilación a las cinco categorías de planes de inversión definidas en la Resolución CREG 179 de 2014.

3. PLANEACIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

Uno de los propósitos del planeamiento de un sistema de distribución es proveer un servicio con niveles de calidad, pérdidas, confiabilidad y seguridad adecuados, con niveles eficientes de inversiones y gastos para la empresa que conlleven a beneficios para sus usuarios. Con la planeación se busca determinar y optimizar las soluciones o alternativas que permitan cumplir con objetivos técnicos, económicos y ambientales, etc.

En el proceso de planeación de la expansión de un sistema eléctrico se deben considerar los diferentes tipos de carga, como por ejemplo, residenciales que a su vez puede ser urbana o rural, comerciales a través de grandes centros comerciales o zonas comerciales, cargas industriales con pequeña, mediana y grandes industrias. Cada una de estas cargas cuenta con

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una densidad de carga que generalmente permite caracterizar con un valor indicativo el consumo por unidad de área y los niveles de desarrollo de la red. Adicionalmente, es necesario considerar los diferentes estados o condiciones de las redes del sistema, por ejemplo, redes nuevas como resultado de desarrollos recientes en las cuales se cuenta con mayor información y mejores análisis, redes en áreas que no se han desarrollado ordenadamente y presentan bajos niveles de calidad y altos niveles de pérdidas, en las cuales se cuenta con menos información y se pueden enfrentar costos importantes para la adecuación y reposición de las redes.

3.1 DIAGRAMA GENERAL DEL PROCESO DE PLANEACIÓN.

A manera de ejemplo se presenta un diagrama de flujo general del proceso de planificación de la red. Se entiende que cada empresa cuenta con un proceso más o menos complejo al presentado, sin embargo, en términos generales, en un proceso de planeación se deben surtir las etapas de la Gráfica 1.

Gráfica 1 Ejemplo proceso de planeación

Diagnóstico del

sistema

Plan de

expansión a largo

plazo

Proceso de

planeación,

definición

alternativas

Plan de corto

plazo

Modelos de

costos

Cumplimiento de

requisitos

ambientales

Políticas de

administración de las

empresas

- Cargabilidad del sistema

- Cumplimiento de los criterios

- Niveles de tensión en operación

normal y en contingencia

-Estado de los equipos

-Pronósticos de demanda

-Simulación del sistema

-Análisis de confiabilidad

-Análisis de calidad del servicio

-Perdidas de energía y potencia

Repetir hasta que se

cumplan criterios técnicos

y políticas de

administración de las

empresas

Cumple

criterios

(cargas futuras

confiabilidad y

calidad)

NO

SI

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En general se observa que a partir del diagnóstico del sistema para el año de referencia, último año de operación del sistema, se establecen las condiciones de operación, cargabilidad de todos los componentes de la red, el cumplimiento de los criterios de operación en condición normal y en contingencia, el estado de la calidad del servicio ofrecida, la revisión de los principales eventos presentados en el último año que implique algún riesgo en la operación y las pérdidas de energía y potencia del sistema.

Posteriormente, con el pronóstico de demanda que se desarrolle, se comienza un proceso iterativo hasta determinar la red que sea capaz de suministrar la demanda pronosticada en el largo plazo, de tal forma que cumpla con los criterios de planificación propuestos, las políticas ambientales y administrativas de las empresas y sus costos. Una vez conseguida esta red, se procede a definir año a año la entrada de cada uno de los proyectos, o adiciones de red propuestos, con el fin de determinar el plan de inversiones a mediano plazo, esto es cinco años.

Este proceso permite elaborar el plan expansión del sistema. Por otro lado, con la metodología de análisis de riesgo que se tenga, se habrá de determinar las estrategias para la reposición de la infraestructura en mal estado, con riesgos operativos inaceptables y/o tecnología obsoleta.

3.2 METODOLOGÍAS DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA

Con las metodologías de planeamiento de la red se busca identificar y analizar diferentes alternativas de proyectos en el corto y largo plazo, que permitan cumplir con los objetivos propuestos de manera eficiente.

En general, se definen diferentes periodos de planeación. Cada período se trata independientemente por medio de una metodología de tiempo fijo, la cual permite generar varias alternativas de configuración del sistema para alimentar la carga durante cada periodo de tiempo. Todas las configuraciones que resulten se mezclan para producir estrategias de largo plazo.

3.2.1 Metodología de tiempo fijo

Esta metodología se asemeja a los modelos tradicionales, los cuales determinan la factibilidad de una configuración o estados del sistema en cada uno de los periodos de tiempo. Por ejemplo, se parte de un modelo de localización de subestaciones, de un modelo de tamaño óptimo de subestaciones, de un modelo de transferencia de carga, de un modelo de alimentador primario, etc., modelos que tienen como objetivo determinar la alternativa, que puede ser de mínimo costo, para atender la carga en cada uno de los períodos de tiempo.

3.2.2 Metodología de optimización dinámica

Uno de los objetivos principales de los modelos de optimización dinámica es determinar uno o más planes de expansión a largo plazo. En estos modelos se supone que toda configuración del sistema es factible para una carga determinada en el tiempo. Esta metodología une todos los estados del sistema para encontrar diferentes planes de expansión. En este proceso se pueden desarrollar varias combinaciones de capacidades de subestaciones, o de circuitos, con el fin de obtener menores costos y que se satisfagan las restricciones del sistema.

A manera de ejemplo, para tres capacidades en una subestación, (20, 25 y 30 MVA), se pueden tener diferentes opciones: La primera es un transformador de 20 MVA, con dos etapas de refrigeración hasta llegar a los 25 y 30 MVA, lo cual no implica mayores cambios en la infraestructura, la segunda opción es un transformador de 20 MVA y para llegar hasta 25 y 30 MVA se requiera adicionar un nuevo transformador de 10 MVA, lo cual implica una mayor

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infraestructura y seguramente cambios en la configuración del sistema de transmisión y distribución.

Estos posibles escenarios generan un mayor número de alternativas de expansión, cada una con sus respectivos costos, por lo cual, para su aplicación generalmente se requieren técnicas de optimización como la programación lineal.

3.3 HORIZONTES DE PLANEACIÓN

En la resolución CREG 070 de 1998 se definieron tres horizontes de planeación, dependiendo del escenario se establece la información requerida y el alcance para realizar las proyecciones de demanda:

a. corto plazo, un (1) año: es un período de carácter operativo, durante el cual el OR simula la operación y el funcionamiento de su sistema y además realiza el ajuste de las alternativas de expansión planteadas.

b. mediano plazo, cinco (5) años: es un período de carácter decisorio, donde el OR determina las obras necesarias para atender la expansión y crecimiento de la demanda en este lapso.

c. largo plazo, diez (10) años: es un período de carácter estratégico, en el cual el OR determina en forma global la expansión de su sistema, según las tendencias de crecimiento de la demanda de sus usuarios.

Cada OR deberá utilizar los distintos horizontes de planeación en los cuales se establece la información requerida y el alcance para realizar las proyecciones de demanda.

3.4 ELEMENTOS DE PLANEAMIENTO A LARGO Y CORTO PLAZO

Una actividad esencial en el planeamiento de cualquier sistema es la de atender el crecimiento de la carga con calidad y confiabilidad, procurando optimizar los recursos económicos. En este proceso se pueden distinguir dos niveles: el planeamiento a nivel estratégico y el planeamiento a nivel decisorio.

El estratégico es un proceso en el cual se decide sobre una serie de objetivos reales de distribución o sobre un cambio de esos objetivos. Por ejemplo, cual es el nivel de confiabilidad que se quiere en el sistema de distribución a largo plazo, a qué nivel de calidad de servicio se quiere llegar dentro de cinco años. Estos planes estratégicos están relacionados con los planes de inversión a largo plazo.

El decisorio es un proceso de programación de recursos para atender los objetivos propuestos. Los planes decisorios están relacionados con los planes de ejecución de la inversión en el corto plazo, generalmente están relacionados con las metas y el presupuesto anual.

3.4.1 Planeamiento a largo plazo

El planeamiento a largo plazo combina la confiabilidad de los cálculos de la proyección de demanda, las normas del servicio, la selección del número y capacidad de las subestaciones y la selección, capacidad y expansión de los alimentadores. Esto dentro de un marco de herramientas de planeación dirigidas a lograr una estrategia robusta de largo plazo que satisfaga las necesidades de la empresa, minimizando costos para logar un balance óptimo entre el capital invertido y los costos.

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Por un plan robusto se entiende aquel plan con niveles razonables de flexibilidad, de tal forma que le permita ajustarse a los cambios en su crecimiento de demanda y a ciertos atrasos en las obras. Este plan debe servir para analizar las perspectivas de desarrollo y las estrategias de corto plazo, además de servir de punto de referencia para nuevas ideas, cambios en las normas y procedimientos o analizar nuevos escenarios. Sin embargo, este tipo de plan requiere que se revise al detalle cada alternativa, incluyendo los escenarios de proyecciones de demanda, restricciones, confiabilidad, pérdidas y demás factores que se ameriten.

Este proceso requiere de un análisis constante de todas las alternativas y estrategias para entregar potencia bajo condiciones que incluyen además de las ya anunciadas, las normas, la flexibilidad en la operación, el estado de equipos, requerimientos gubernamentales, condiciones ambientales, etc.

3.4.2 Planeamiento a corto plazo

Sus objetivos son ejecutar a tiempo y a un costo eficiente la expansión del sistema, de una manera confiable y ajustada al crecimiento de la demanda y a los objetivos propuestos.

El crecimiento anual del número de usuarios, por ejemplo, requiere cambios y adiciones al sistema que el planeamiento de corto plazo debe proveer. Debe cumplir entonces con una adecuada capacidad para suministrar la nueva demanda y asegurar un servicio confiable a los usuarios.

3.5 MODELOS DE PRONÓSTICO DE DEMANDA

Los pronósticos de demanda de energía eléctrica tienen como finalidad estudiar, pronosticar, determinar y anticipar los requerimientos de obras y equipos, con el objeto de satisfacer el crecimiento de la demanda y el consumo de energía eléctrica en un periodo determinado de tiempo.

La planificación adecuada de los sistemas de generación, transmisión y distribución, requiere, como primer paso, el pronóstico de la demanda considerando la magnitud y localización geográfica de la futura carga, con la suficiente resolución para estudiar diversas alternativas de capacidad, localización e interconexión. De esta forma la calidad y precisión del pronóstico influyen de manera determinante en la planeación del sistema de distribución.

El pronóstico de la demanda es una actividad esencial en la actividad de distribución, si las predicciones resultan demasiado bajas, se puede tener lugar a carencias de energía, por el contrario, si las previsiones resultan demasiado altas, los costos de oportunidad pueden ser muy elevados al tener comprometidos, de forma improductiva, cuantiosos fondos económicos durante largos periodos de tiempo.

Existe una gran cantidad de modelos para el pronóstico de demanda de energía y potencia eléctrica, desde modelos estadísticos o modelos de tendencia histórica, pasando por modelos de uso de la tierra, modelos de series de tiempo, modelos econométricos, modelos multivariados y modelos por micro áreas. A continuación se señalan, de manera general, algunos de los modelos comúnmente utilizados en la planeación de los sistemas de distribución.

3.5.1 Modelos de tendencia

Los modelos de tendencia se basan en datos históricos de consumo y supone un comportamiento similar en el futuro. Utilizan las tasas de crecimiento anual o funciones obtenidas mediante regresiones.

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Aunque estos son modelos sencillos de implementar al no requerir información detallada, no son frecuentemente utilizados en los procesos de planeación de sistemas de distribución por diferentes razones, entre las cuales se encuentran: i) no pueden reflejar los cambios de la carga debido a cambios urbanísticos, como la construcción de una autopista, o a cambios en las condiciones económicas, ii) las empresas cuentan con sistemas de información que permiten contar con mayor información y iii) la tecnología permite mayor procesamiento de información y utilización de modelos complejos de planeamiento.

3.5.2 Modelos multivariados

Estos modelos relacionan el crecimiento de la carga con factores socio-económicos, demográficos y tecnológicos. Permiten explorar los efectos sobre la demanda futura de evoluciones no históricas en las variables explicativas.

Para su aplicación se requiere información con mayor grado de detalle. Dentro de estos modelos se tienen modelos econométricos, modelos técnico-econométricos y de equilibrio general.

3.5.3 Modelos por micro áreas

En estos modelos se definen micro áreas que presenta características de homogeneidad poblacional, demográfica o de tipo de usuarios. Una región se divide en micro áreas, las cuales tendrán un área similar.

Estos modelos son los más adecuados para utilizar en las grandes ciudades porque permiten manejar de manera desagregada las dos causas del crecimiento de la demanda:

El cambio en número y localización de los consumidores que regulan la distribución geográfica de la carga.

El cambio en el uso de la energía por consumidor que regula la magnitud de la carga.

3.6 PRONÓSTICO DE LA DEMANDA NACIONAL

En Colombia, La UPME desarrolla las proyecciones de demanda de energía y potencia eléctrica a nivel nacional, por regiones y para áreas más reducidas denominadas unidades de control de pronóstico, UCP.

La UPME desarrolla proyecciones de demanda de energía eléctrica para diferentes análisis:

a. Plan energético nacional, PEN.

b. Plan de expansión de referencia de generación y transmisión.

c. Proyecciones periódicas de demanda de energía eléctrica a corto y largo plazo y

d. Proyecciones para las unidades de pronóstico, UCP.

En el PEN, la UPME presenta un análisis y proyección integral del sector energético, identificando objetivos de política. Para el caso específico de la energía eléctrica, las proyecciones de demanda toman en cuenta los escenarios elaborados y revisados periódicamente para este energético en forma individual.

En el plan de expansión de referencia de generación y transmisión, se desarrolla la planeación del sistema de transmisión para el corto, mediano y largo plazo, 5, 10 y 15 años respectivamente. Este plan se desarrolla mediante un proceso interactivo entre autoridades y agentes reglamentado por la CREG. Para estos análisis la UPME utiliza la última versión de las

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proyecciones periódicas. El corto y mediano plazo se realiza en forma detallada por áreas eléctricas y se toma en cuenta las expansiones planteadas por los operadores de red en los sistemas de transmisión regional.

En cuanto a las proyecciones periódicas, la UPME revisa y publica periódicamente las proyecciones de demanda para el corto y largo plazo. La demanda de energía eléctrica nacional está constituida por la suma de las ventas de energía reportadas por las empresas distribuidoras, la demanda de cargas industriales especiales y las pérdidas de transmisión y distribución. Para esto, se emplean diferentes modelos a fin de obtener pronósticos para diferentes horizontes de tiempo. Con modelos multivariados proyecta el comportamiento anual de las ventas totales de energía, y las relaciona con variables como el PIB nacional, índices de precios, crecimiento de la población, etc. A estas proyecciones se les suma las pérdidas de los sistemas de transmisión y distribución y las cargas especiales, obteniéndose así el total de la demanda nacional anual proyectada.

En las siguientes tablas se muestra, a manera de ejemplo, la proyección de demanda de energía y potencia en tres escenarios para la zona centro.

Tabla 3 Proyección de demanda de energía, GWh

Año Alto Medio Bajo

2015 16.555 15.738 14.921

2016 17.815 16.800 15.786

2017 18.772 17.547 16.321

2018 19.764 18.315 16.866

2019 20.759 19.075 17.390

Tabla 4 Proyección de demanda de potencia máxima, zona centro, MW

Año Alto Medio Bajo

2015 2.659 2.518 2.284

2016 3.019 2.817 2.614

2017 3.266 3.024 2.782

2018 3.404 3.124 2.874

2019 3.604 3.301 2.997

Fuente: UPME Proyecciones regionales de demanda

Teniendo en cuenta que gran parte de la información utilizada por la UPME para realizar las proyecciones de demanda proviene de las empresas, se considera que las proyecciones utilizadas por los OR en la definición de sus planes de expansión deben ser consistentes con las desarrolladas por la UPME.

4. METODOLOGIAS PARA DEFINICIÓN DE INVERSIONES EN REPOSICIÓN

La renovación de la infraestructura de los sistemas de distribución, por la antigüedad y el estado de la misma, así como por las nuevas condiciones en la prestación del servicio, por la incorporación de nuevas tecnologías, ha sido uno de los temas de estudio en los últimos años a nivel mundial. Lo anterior ha dado como resultado un desarrollo importante de metodologías y modelos para la definición de planes de reposición de activos que buscan que las inversiones realizadas, y que son trasladadas a las tarifas, sean eficientes.

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En general, estas metodologías han evolucionado desde modelos que utilizan poca información, tipo top-down, a modelos que requieren información más detallada y en mayor cantidad, tipo bottom-up. Los modelos tipo top-down permiten tener una mejor visión de las necesidades de mediano y largo plazo, mientras que los modelos tipo bottom-up son más eficaces para determinar la priorización de las inversiones en el corto plazo.

Respecto a la variable determinante para la reposición, se encuentran modelos basados en la antigüedad de los activos y modelos basados en la condición y/o riesgo de cada activo.

Todas las metodologías parten del análisis de las condiciones iniciales del sistema, con diferentes niveles de información y desagregación, y luego emplean mecanismos de priorización de los proyectos de reposición de activos para cumplir con los objetivos de calidad del servicio y eficiencia en las inversiones.

Respecto a la evaluación del riesgo3, el grupo de normas ISO 310004 provee un marco de referencia para la administración del riesgo. En particular en la gestión de activos, la norma PAS 55-1 lo incluye como se desprende de la siguiente definición:

Asset management: Systematic and coordinated activities and practices through which an organization optimally and systematically manages its assets and asset systems, their associated performance, risks and expenditures over their life cycles for the purpose of achieving its organizational plan.

El proceso general de la gestión del riesgo se presenta en la Gráfica 2

Gráfica 2 Proceso de gestión del riesgo

Fuente: NORDGÅRD, Dag Eirik. Risk Analysis for Decision Support in Electricity Distribution System Asset Management: Methods and frameworks for analyzing intangible risks, PhD Thesis. 2010. [6]

3 De forma general el riesgo es definido como la combinación de la probabilidad de ocurrencia de un

evento y su consecuencia.

4 ISO 31000:2009 Risk management -- Principles and guidelines, IEC 31010:2009 Risk management --

Risk assessment technique y ISO Guide 73:2009 Risk management - Vocabulary

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Para realizar el análisis de riesgo, como una etapa dentro de su gestión, se tiene diferentes modelos que se presentan en la siguiente tabla, que como se indicó anteriormente, pueden ser clasificados como top-down o button-up. Algunos ejemplos de la evaluación de riesgo en activos de distribución se tienen en [7] y [8].

Tabla 5 Categorías de análisis de riesgo

Category Type of analysis Description Examples of methods

Simplified risk analysis

Qualitative

Informal procedures that analyses risk using e.g. brain-storming sessions and group discussions

- Coarse risk analyses - Brainstorming sessions

Standard risk analysis

Qualitative or quantitative

More formalized procedures in which recognized risk analysis methods are used. Risk matrices are often used to present the results

- Risk analysis assisted by - HAZOP (Hazard and

operability analysis) - Risk matrices - Job safety analysis

Model-based risk analysis

Primarily quantitative

Formal methods using e.g. event tree analysis (ETA) and fault tree analysis (FTA) are used to calculate risk

- Fault tree analysis - Event tree analysis - Reliability analyses - Bayesian networks - Electrical system simulation - Benchmarking methods

Fuente: NORDGÅRD, Dag Eirik. Risk Analysis for Decision Support in Electricity Distribution System Asset Management: Methods and frameworks for analyzing intangible risks. PhD Thesis. 2010. [6]

4.1 MODELO DE ANÁLISIS DE RIESGO ESTANDAR

De manera general, los modelos de análisis de riesgo permiten conocer el nivel riesgo asociado a un activo a través del cálculo del impacto y la probabilidad de ocurrencia que pueda tener una falla de ese activo. El cálculo de dicho riesgo permite conocer con cierto grado de precisión las condiciones actuales y futuras de los activos de distribución para la prestación del servicio.

En un modelo básico de análisis de riesgos el impacto de una falla puede determinarse a partir de dos factores: i) la vulnerabilidad y la calificación dada a la falla. El primer factor tiene que ver con clientes sin servicio, duración de la falla, MVA fuera de servicio, reputación, sensibilidad desde el punto de vista de clientes como hospitales, entidades gubernamentales, etc. La calificación puede ser preocupante, importante, grave y crítica.

Por otro lado, la probabilidad de ocurrencia puede clasificarse como improbable, remota, ocasional y frecuente.

En un modelo básico de análisis de riesgo, el índice de riesgo de un activo puede ser determinado considerando el impacto y la probabilidad de la falla tal como se muestra en la Gráfica 3.

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Gráfica 3 Matriz general de clasificación de riesgos

Los estados o niveles de riesgo resultantes de la combinación del impacto y la probabilidad de ocurrencia son:

a. Nivel de riesgo bajo: cuando el impacto es bajo y la probabilidad de ocurrencia es baja,

b. Nivel de riesgo medio: cuando el impacto es bajo y la probabilidad de ocurrencia es alta,

c. Nivel de riesgo latente: cuando el impacto es alto y la probabilidad de ocurrencia es baja,

d. Nivel de riesgo inaceptable: cuando el impacto es alto y la probabilidad de ocurrencia alta.

De manera general, para la aplicación de este tipo de análisis, se requiere la participación de las diferentes áreas de la compañía, planificación, ingeniería, mantenimiento y operación, con el fin de identificar de manera integral los puntos críticos del sistema.

Una vez identificados los puntos críticos, se calcula el impacto y la magnitud asociada con la salida del servicio de diferentes elementos del sistema, en términos de número de clientes, MVA fuera de servicio, etc., y con información de la operación y de los expertos, se puede calcular la probabilidad de ocurrencia.

4.2 ANÁLISIS DE RIESGO BASADOS EN MODELOS

A continuación se presenta el resumen de algunos modelos de definición y evaluación de planes de reposición de activos utilizados en otros países, que hacen parte de la tercera categoría de la Tabla 5.

4.2.1 Modelo utilizado en el Reino Unido

Para la última revisión tarifaria de transmisión y distribución de energía eléctrica, Ofgem5 desarrolló una metodología de evaluación de los planes presentados por las empresas basado en dos herramientas, con la primera se obtienen volúmenes globales de reposición de activos con base en un modelo estadístico y en la segunda se priorizan las inversiones mediante un análisis de riesgos asociados con el estado de los activos y el riesgo para el sistema ante posibles fallas.

La primera herramienta define los requerimientos de reposición con base en la antigüedad de los activos y una función de riesgo, este análisis es complementado con simulaciones de montecarlo para validar el volumen de activos a reponer respecto al comportamiento histórico.

5 Office of Gas and Electricity Markets, Ofgem

Riesgo latente Riesgo inaceptable

Riesgo bajo Riesgo medio

Probabilidad de ocurrencia

Imp

acto

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La segunda metodología permite evaluar las prioridades de reemplazo de activos de los planes de reposición al relacionar las condiciones del sistema, health condition, con los índices de criticidad del sistema.

Respecto al tratamiento y asignación de las intervenciones realizadas sobre los activos, reposiciones, remodelaciones, mantenimiento y gastos, se dan señales para que las empresas reduzcan los montos totales, capex más opex, para mantener los niveles de calidad propuestos optimizando la relación inversión - gasto.

Al respecto, en los periodos regulatorios anteriores los montos asociados con reposiciones y remodelaciones, refurbishment, eran tratados como inversiones y los asociados a mantenimientos y reparaciones como gastos, mientras que en la última revisión se consideran las inversiones y gastos, capex y totex, de manera agregada, bajo el concepto de Totex.

4.2.1.1 Modelo de reposición de activos basado en la antigüedad

Para el análisis de los requerimientos de reposición de largo plazo, Ofgem, desarrolló un modelo de reposición de activos basado en su antigüedad, considerando las asimetrías de información sobre los planes de reposición presentados por las empresas en cada revisión tarifaria.

El modelo está compuesto por dos bloques, en el primero se definen las necesidades, volumen y costos de reposición de grupos de activos con base en un modelo estadístico.

Se emplea una función de distribución de probabilidad, o función de riesgo, para determinar la probabilidad de falla de un tipo determinado de activos, dada su antigüedad. Bajo este esquema se asigna el mismo riesgo de falla a un grupo de activos y con base en su perfil de antigüedad se determina el volumen de activos a reemplazar en cada año del periodo de análisis.

La función de riesgo está basada en una distribución normal sesgada, definida a partir de las funciones de riesgo y la información estadística de reposición reportada por las empresas.

En la Gráfica 4 se presenta un ejemplo de una función de riesgo utilizada para la evaluación de los planes de inversión en reposición.

Gráfica 4 Ejemplo función de riesgo

Fuente: YI, Shijun. WATTS, Chris. COOPER, Adam. A regulatory approach to the assessment of asset replacement in electricity networks. 2011. [9]

Para evaluar la robustez del plan de reposición de las empresas, se evalúa la consistencia entre los volúmenes de reposición arrojados por el modelo estadístico y los valores históricos, para

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esto se emplean simulaciones de Montecarlo y se hacen ajustes a la función de riesgo propuesta considerando los volúmenes de reposición históricos.

4.2.1.2 Reposición de activos basada en productos entregados

La regulación incorporada por Ofgem en el último periodo tarifario considera que los ingresos están relacionados directamente con los productos entregados por la red, como seguridad y confiabilidad del sistema, entre otros.

Teniendo en cuenta que la metodología basada en la antigüedad de los activos no vincula explícitamente el plan de reposición con los productos entregados como calidad del servicio, se definió otro esquema para la evaluación de los planes.

Este esquema se basa en la definición de índices que representan el estado, health index, y la criticidad del sistema, criticality index, así como la definición de un mecanismo de priorización de las inversiones al relacionar los índices anteriores.

En la Tabla 6 se muestran los índices que representan el estado de los activos. Para clasificar la base regulatoria de activos en estas categorías, las empresas han desarrollado metodologías basadas en la gestión de activos, asset management, incorporando procesos de captura de información de los activos, procesos de evaluación y valoración del estado de los activos e implementación de políticas de gestión de los mismos.

Tabla 6 Índice de estado del activo

H1 Nuevo o como nuevo

H2 En buen estado

H3 Deteriorado - requiere evaluación o monitoreo

H4 Deteriorado - requiere intervención

H5 Fin de servicio - intervención requerida

Fuente: OFGEM. Strategy decision for the RIIO-ED1 electricity, distribution price control Reliability and safety. 2009. [10]

En la Tabla 7 se presenta la clasificación de los diferentes niveles de criticidad considerados en la regulación de Ofgem para la última revisión tarifaria.

Tabla 7 Índice de criticidad

C1 Muy alta

C2 Alta

C3 Media

C4 Baja


En la Tabla 8 se presenta el índice de riesgos compuesto, el cual está basado en la combinación de los índices de estado de los activos y el índice de criticidad, esta clasificación sirve de referencia para la priorización de la reposición de activos.

En la Tabla 9 se presentan las categorías del índice de riesgo compuesto definidas por Ofgem, de acuerdo con [10].

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Tabla 8 Matriz de riesgo compuesto

H1 H2 H3 H4 H5

C1

RI1 RI1 RI1 RI2 RI3

C2

RI1 RI1 RI2 RI2 RI3

C3

RI1 RI1 RI2 RI3 RI4

C4

RI1 RI1 RI2 RI4 RI5


Tabla 9 Índice de riesgo compuesto

RI1 Riesgo muy bajo

RI2 Riesgo bajo

RI3 Riesgo medio

RI4 Riesgo alto

RI5 Riesgo muy alto


Con base en el índice de riesgo compuesto se define la priorización de reposición de activos, comenzando con aquellos incluidos en la categoría de riesgo muy alto, siguiendo por los de riesgo alto, etc.

4.2.2 Otras aplicaciones en el Reino Unido

Para definir y justificar su plan de reposición de activos, la compañía Northwest electricity, regulada por Ofgem, ha empleado desde el 2004 un modelo de gestión del riesgo basado en la condición de los activos, condition based risk managenet, CBRM, este modelo es del tipo bottom up, por lo cual es basado en el análisis individual de cada activo [17].

Con la aplicación de este modelo se obtiene a nivel de activo la siguiente información:

a. Índice de condición del activo, Health index

b. Probabilidad de falla

c. Riesgo, expresado en términos monetarios.

Para cada grupo de activos se obtiene la siguiente información:

d. Perfiles de condición de grupos de activos, Health index profiles

e. Tasas de falla globales

f. Riesgo total

La cuantificación del riesgo está basada en la combinación de la probabilidad de falla y la condición del activo con las consecuencias de la falla. Las consecuencias de las fallas se pueden definir en varias categorías como: calidad del servicio, seguridad, financieras, ambientales.

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Cada categoría tiene sus consecuencias con sus respectivas unidades de medida, por ejemplo para calidad del servicio se pueden definir minutos sin servicio por cliente o número de interrupciones por cliente, unidades monetarias para las consecuencias financieras, etc.

Para cada activo se realiza un análisis de optimización financiera, comparando el costo de la inversión, que en términos de valor presente decrece con el tiempo si la inversión es aplazada, y el costo asociado con el riesgo, el cual es creciente en el tiempo si un activo en mal estado con una probabilidad de falla creciente se deja operando en la red.

En la Gráfica 5 se observa el año de inversión que representa el mínimo costo, con base en este análisis individual se generan programas de reemplazo de activos como el mostrado en la Gráfica 6.

Gráfica 5 Curvas de riesgo de un activo para definir el año óptimo de reemplazo

Fuente: HUGHES, David. BARNFATHER, Paul. Building risk based investment programmes. CIRED, 2011. [11]

Gráfica 6 Perfil de reemplazo para 20 años

Fuente: HUGHES, David. BARNFATHER, Paul. Building risk based investment programmes. CIRED, 2011. [11]

El uso de este tipo de modelos requiere una base importante de información, sin embargo permite optimizar los requerimientos de reposición de activos de las empresas.

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4.2.3 Modelo de Australia

El regulador de Australia, Australian energy regulator AER, cuenta con un modelo de referencia para determinar el valor global de las inversiones en reposición que son aprobadas a las empresas en cada revisión tarifaria. Este modelo se basa en la agrupación de activos en grupos con características similares y la utilización de funciones de distribución de probabilidad de reemplazo para determinar el volumen de activos a reemplazar y su costo asociado.

AER desarrolló una guía para la utilización del modelo en la cual se presentan los principales elementos para la evaluación de los requerimientos de reposición de activos de las empresas. En este documento se señala que las inversiones incluidas corresponden únicamente a aque llas que no están relacionadas con nueva demanda y cuya necesidad está asociada con la antigüedad de los activos.

El modelo implementado agrupa los activos en categorías y utiliza el criterio de replacement life6 para la definición del plan de reposición, las necesidades de reposición son determinadas a partir de un modelo estadístico y la edad de los activos, y son representativas a nivel de grupo de activos y no a nivel individual.

Para su aplicación se define una distribución de probabilidad normal aplicable a cada grupo de activos, y se asume que esta refleja la proporción de activos de una población que debe ser reemplazada a una determinada edad.

Los principales pasos para la aplicación del modelo son:

a. definición de grupos y categorización de los activos

b. definición de entradas y salidas del modelo y

c. definición del algoritmo de reemplazo.

4.2.3.1 Grupos de activos

La agrupación de activos se realiza considerando las diferencias en vidas útiles y costo de los activos, entre otros, esta clasificación se hace para activos con diferentes características, por ejemplo postes, transformadores e interruptores, así como al interior de cada grupo, postes de madera, postes de concreto, etc.

En el modelo utilizado por AER se definen 15 grupos de activos de referencia, los cuales pueden variar en función de la infraestructura de las empresas y del alcance del plan de inversión. En la Tabla 10 se presentan los grupos utilizados en la revisión tarifaria de la región de Victoria.

Tabla 10 Grupos de activos AER

Asset categories

Poles Distribution switchgear

Pole top structures Distribution other assets

Conductor Zone Transformers

Underground cables Zone switchgear

6 Puede ser la vida técnica o la vida económica, dependiendo de la categoría de activos y de otras

circunstancias.

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Asset categories

Services Zone other assets

Distribution transformers SCADA and protection

Other


4.2.3.2 Información de entrada y salida del modelo

Como variables de entrada del modelo se considera, para cada grupo de activos, la siguiente información:

a. El perfil de antigüedad: refleja el volumen de activos con diferentes edades.

b. La vida media y su desviación estándar: Con base en estos parámetros se define la función de distribución de probabilidad de reemplazo de los activos de cada categoría.

c. El costo unitario de reemplazo.

Con base en esta información el modelo entrega información estadística como volumen y costo total de reemplazo, edad y vida promedio, proporción de activos antiguos, así como proyecciones de reposición anual de activos para un periodo de 20 años.

4.2.3.3 Algoritmo de reemplazo

El modelo proporciona proyecciones de reposición para cada categoría de activos, basado en un algoritmo probabilístico de reemplazo que emplea la función de distribución de probabilidad de falla obtenida de la media y la desviación estándar.

Para la aplicación de este modelo se transforma la función de distribución de probabilidad inicial, o incondicional, mostrada en la Gráfica 7, en una función condicional que considera la probabilidad de falla de un activo dada la antigüedad del mismo, ver Gráfica 8.

Gráfica 7 Distribución normal de reemplazo - incondicional


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Gráfica 8 Distribución normal de reemplazo, dados 35 años


El modelo calcula la probabilidad de falla de cada activo, considerando su antigüedad y la función de distribución de probabilidad condicional y luego agrega los resultados para determinar el volumen y costo total de reposición de cada categoría o grupo de activos.

5. INVERSIONES PARA MEJORAR CALIDAD DEL SERVICIO

En general, las estrategias para mejorar la confiabilidad del sistema y la calidad del servicio dependen de las condiciones particulares de cada sistema. A continuación se describen algunos procedimientos de referencia enfocados al mejoramiento de la calidad del servicio.

El primero consiste en mejorar la disponibilidad del sistema de transmisión regional. En este sentido, se requiere el análisis y la revisión del estado de los transformadores de potencia, las líneas de transmisión, los barrajes en las subestaciones, los módulos de líneas y transformadores con sus equipos asociados, las bahías de compensación, etc. Si estos equipos fallan, bien sea por operaciones erradas, por protecciones o por obsolescencia, el sistema de distribución falla. Esto hace que la aplicación de modelos de análisis de riesgos sea importante para determinar las necesidades de la reposición de equipos.

El segundo busca determinar las causas que afectan los índices de calidad del servicio en el sistema de distribución en dos componentes claves: i) las fallas en la infraestructura y ii) la vulnerabilidad que tiene la red por causas internas o externas.

Con respecto a la infraestructura, nuevamente se requieren análisis de riesgo sobre el estado de los apoyos, los conductores, los equipos de corte y reconexión, la pérdida de las condiciones físico - químicas de los pararrayos, el estado de los transformadores de distribución y sus equipos de protección, etc.

Con respecto a su nivel de vulnerabilidad, se pueden mencionar como causas internas: pérdida del nivel de aislamiento, redes no tensionadas, puntos calientes, falta de protecciones en baja tensión, sobre esfuerzos en condiciones de contingencia, etc. Como causas externas se encuentran: árboles, lluvias, descargas atmosféricas, condiciones de salinidad en las zonas costeras, cometas en época de vientos, vientos extremos, animales, vehículos, etc.

Teniendo en cuenta los factores que intervienen en la calidad del servicio, en general se implementan estrategias que consideran la calidad desde el diseño, las especificaciones y la

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construcción de las redes, hasta las labores propias del mantenimiento de las redes de distribución.

De acuerdo con lo anterior, se entiende que las empresas diseñan estrategias para mejorar la calidad del servicio adaptadas a las condiciones de operación de sus sistemas de distribución, involucrando labores de operación y mantenimiento, gastos, así como de inversiones en infraestructura.

6. INFORMACIÓN Y FORMATOS DEL PLAN DE INVERSIONES

Los planes de inversión presentados por las empresas deben contener como mínimo los siguientes análisis con sus respectivos soportes:

a) Diagnóstico del sistema.

b) Definición y priorización de alternativas de inversión.

c) Resumen del plan.

A continuación se presenta el alcance y nivel de desagregación que deben contener los análisis señalados anteriormente.

Los análisis deben ser presentados de acuerdo con la clasificación de las inversiones según su driver presentadas en Tabla 1 y los tipos de inversiones de la Resolución CREG 179 de 2014 de la siguiente manera:

Las inversiones de los grupos 1 y 2, es decir las asociadas con nuevas demandas corresponden a la categoría expansión de activos.

Las inversiones del grupo 3, corresponden a inversiones en reposición, las cuales están asociadas con la antigüedad, obsolescencia y los riesgos de activos existentes.

Las inversiones del grupo 4, nuevos activos no relacionados con nueva demanda, corresponden a inversiones para mejorar la calidad del servicio, para reducir el nivel de pérdidas e inversiones para la incorporación de nuevas tecnologías.

6.1 DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA

El diagnóstico del sistema tiene como propósito establecer el punto de inicio para las nuevas inversiones y debe incluir como mínimo la siguiente información:

a) Estadísticas descriptivas del sistema al 2014.

b) Evolución de la demanda.

c) Cargabilidad de los elementos del sistema.

d) Capacidad de corto circuito.

e) Posibilidades de ampliación y reconfiguración de subestaciones.

f) Perfil de antigüedad de los activos del sistema.

g) Niveles de tensión no normalizados.

h) Nivel de obsolescencia de los equipos.

i) Nivel de calidad del servicio.

j) Sistemas de información y control.

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A continuación se desarrolla el alcance de la información anteriormente señalada.

6.1.1 Estadísticas descriptivas del sistema

El operador de red deberá suministrar la siguiente información de su sistema para los años 2013 y 2014:

a) Usuarios: número de usuarios clasificados como residenciales, no residenciales, rurales y urbanos.

b) Demanda de energía (MWh): demanda de energía de usuarios residenciales, no residenciales, regulados, no regulados, máxima y mínima del sistema.

c) Demanda de potencia (MVA): demanda máxima y mínima de potencia presente en el sistema.

d) Líneas: kilómetros de líneas clasificadas por nivel de tensión, por estructura en áreas y subterráneas y por ubicación en urbanas y rurales.

e) Subestaciones: cantidad de subestaciones y capacidad de transformación clasificadas por nivel de tensión más alto presente en la subestación.

f) Generación: cantidad y potencia instalada de generadores, cogeneradores y autogeneradores en el STR y SDL.

g) Pérdidas: porcentaje de pérdidas totales del mercado y en el nivel de tensión 1. Los índices de pérdidas debe calcularse de acuerdo con el procedimiento definido en la Circular CREG 032 de 2014.

h) Nivel de cobertura.

i) Área geográfica atendida.

j) Diagrama unifilar

En el caso de la evolución de la demanda de energía, el OR deberá también suministrar los valores para los últimos de años del sistema que opera. En el anexo 9 se presentan las tablas para la presentación de la información.

6.1.2 Proyecciones de la demanda de energía y potencia

El OR deberá suministrar su proyección de demanda de energía y potencia máxima de acuerdo con los requisitos del código de planeación contenido en la Resolución CREG 025 de 1995 y con el Reglamento de Distribución7. El horizonte de proyección debe ser como mínimo 10 años.

Estas proyecciones de demanda de energía y potencia deberán tener en cuenta las proyecciones de largo plazo, las de corto plazo y las proyecciones regionales de demanda de las Unidades de Control de Pronostico más recientes publicadas por la UPME. Así mismo, el OR debe considerar la periodicidad anual, trimestral y mensual publicada.

El pronóstico debe presentarse como mínimo con el siguiente nivel de desagregación:

a. Por subestación de conexión al STN y del STR.

b. Para cada subestación con nivel de tensión 4 y 3 en el devanado de alta tensión y por transformador.

7 Resolución CREG 070 de 1998.

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c. Para cada línea de nivel de tensión 3 y 2.

El OR debe indicar y explicar el método para llevar las proyecciones de demanda de la UPME a los niveles de desagregación señalados anteriormente. Los pronósticos deben incluir escenarios de probabilidad mínima, media y máxima.

En el anexo 9 se encuentran los formatos para la presentación de la información.

6.1.3 Cargabilidad de los principales elementos del sistema

6.1.3.1 Transformadores

El OR deberá presentar el análisis de cargabilidad de los transformadores de potencia de su sistema frente a la capacidad nominal y la carga máxima permitida por el operador, tanto en condiciones normales y de contingencia, para el año 2014. Adicionalmente, deberá consolidar esta información e indicar la capacidad de transformación que se encuentra en los rangos de la Tabla 11.

Los formatos de presentación se encuentran en el anexo 9.

Tabla 11 Rangos de cargabilidad para transformadores

RANGO RANGO DE

CARGABILIDAD (%)

R1 0 – 10

R2 11 – 20

R3 21 – 30

R4 31 – 40

R5 41 – 50

R6 51 – 60

R7 61 – 70

R8 71 – 80

R9 81 – 90

R10 91 – 100

R11 101 – 110

R12 > 110

En el caso de los transformadores de distribución de energía en el SDL, el OR deberá analizar la cargabilidad de sus transformadores frente a su capacidad nominal, para el año 2014 y reportar la cantidad de transformadores de distribución en cada uno de los rangos de cargabilidad definidos en la tabla anterior y la capacidad de transformación acumulada en cada rango. La información debe reportarse en la tabla que se encuentra en el anexo 9.

6.1.3.2 Líneas y redes

El operador deberá realizar el análisis de cargabilidad de las líneas de nivel de tensión 3 y 4 respecto de su capacidad de transporte en condición normal de operación y en condición de emergencia, para el año 2014. La información deberá presentarse empleando las tablas del Anexo 9.

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En el caso de las redes de nivel de tensión 2, el OR deberá realizar el análisis de la cargabilidad de las redes respecto de su capacidad máxima en condición normal de operación, para el año 2014. La información deberá presentarse empleando las tablas Anexo 9.

Los rangos de cargabilidad deben corresponder a los señalados en la Tabla 12.

Tabla 12 Rangos de cargabilidad de para líneas

RANGO RANGO DE

CARGABILIDAD (%)

R1 0 – 10

R2 11 – 20

R3 21 – 30

R4 31 – 40

R5 41 – 50

R6 51 – 60

R7 61 – 70

R8 71 – 80

R9 81 – 90

R10 91 – 100

R12 > 100

6.1.3.3 Capacidad de corto circuito

El operador de red deberá analizar la capacidad de cortocircuito presente en su sistema y determinar frente a estos valores la condición de los interruptores de sus subestaciones. Los resultados del análisis deben presentarse en las tablas Anexo 9.

El valor de la relación debe informarse empleando la Tabla 12.

6.1.4 Posibilidades de ampliación y reconfiguración de las subestaciones

Para las subestaciones de conexión al STN y aquellas con nivel de tensión 4 el Operador de Red deberá analizar las posibilidades de ampliación en sus subestaciones, considerando como mínimo:

a) Área disponible para la llegada de líneas

b) Campos para la instalación de nuevas bahías en módulos de barraje existentes

c) Área dentro de la subestación acondicionada para las ampliaciones de módulos de barrajes y bahías

d) Área dentro de las subestaciones sin adecuar

e) Disponibilidad de la gestión de terrenos para la ampliación de la subestación y llegadas de líneas

f) Otros criterios del operador de red

Las subestaciones deberán clasificarse con posibilidades de ampliación alta, media y baja. El OR debe informar los criterios adicionales empleados para la clasificación en las tablas del anexo 9.

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6.1.5 Perfil de antigüedad

Como se señaló anteriormente, la Comisión estableció desde el año 1998, en la Resolución CREG 070 de 1998, la obligación de contar con información del año de entrada en operación de los activos del sistema del OR, con base en lo anterior, los OR deben definir, para cada uno de los grupos de activos definidos en el numeral 6.4.1, un perfil de antigüedad, discriminado tanto en cantidades de activos como en su valoración.

Para establecer el perfil de antigüedad de cada grupo de activos se definen 12 rangos de antigüedad, cada uno corresponde a periodos de cinco años, tal como se observa en la Tabla 13. En el rango R1, se deben clasificar los activos con una antigüedad de referencia entre uno y cinco años, en el rango R2, aquellos con antigüedad de referencia entre 6 y 10 años y así sucesivamente. Los activos con una antigüedad de referencia superior a 60 años deben ser clasificados en el rango R12.

Tabla 13 Rangos de antigüedad de activos

RANGO RANGO DE

ANTIGÜEDAD (AÑOS)

R1 1 – 5

R2 6 – 10

R3 11 – 15

R4 16 – 20

R5 21 – 25

R6 26 – 30

R7 31 – 35

R8 36 – 40

R9 41 – 45

R10 46 – 50

R11 51 – 55

R12 56 – 60

En el numeral 6.1.5.3 se presenta un ejemplo de la aplicación de la metodología para la definición del perfil de antigüedad.

6.1.5.1 Antigüedad de referencia

Para definir la antigüedad de referencia y el rango de antigüedad correspondiente para cada grupo de activos se deben considerar los siguientes criterios:

a. La antigüedad corresponde a los años transcurridos entre la fecha de corte y el año de instalación de cada activo o grupo de activos. Para esto se debe identificar el año de instalación de cada uno de los activos del sistema del OR que se encuentran en operación, que han sido asimilados a UC y que hacen parte de la base inicial de activos. En caso de no contar con la fecha de instalación se deberá consultar los datos de placa de los equipos y la fecha de fabricación.

b. Para los activos a los cuales se les han realizado reposiciones totales, la antigüedad corresponde a los años transcurridos entre el año de reposición y la fecha de corte.

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c. Para los activos a los cuales se les ha realizado reposiciones parciales, se debe determinar la antigüedad promedio ponderada. Para esto se pondera la antigüedad de los equipos reemplazados y de los que continúan en operación respecto al valor de la UC.

d. Para el caso de líneas en las cuales se han realizado ampliaciones, se debe determinar la antigüedad promedio ponderada de la línea. Para esto se pondera la antigüedad de los tramos nuevos y de los tramos originales respecto a su valor en el total del circuito.

Para el ajuste de la antigüedad por reposiciones o expansiones únicamente se deben considerar inversiones que amplíen la vida útil o la capacidad del activo, no se debe considerar gastos asociados al mantenimiento como el cambio de elementos menores, mantenimientos de rutina, etc.

En el caso de las inversiones en reposición total o parcial relacionadas en los literales b y c, el OR debe señalar los montos anuales de inversión en reposición y señalar las cuentas en donde se registraron dichas reposiciones en el PUC y en la información reportada a la Comisión, en los últimos diez años.

Los OR deben entregar un estudio en el cual se determine la antigüedad promedio ponderada de los activos de su sistema para cada nivel de tensión. Los lineamientos y metodologías para la definición de esta variable serán publicados en circular aparte.

6.1.5.2 Perfil de antigüedad por grupo de activos

Para cada grupo de activos se debe definir un perfil de antigüedad con base en los criterios presentados en los siguientes numerales.

a. Activos de subestación

Para los activos pertenecientes a las categorías C1, C2, C3 y C4, la unidad mínima sobre la cual se debe presentar la información de antigüedad son las unidades constructivas. A partir de la identificación de la antigüedad de cada UC se construye el perfil de antigüedad agregando las UC de cada rango de antigüedad.

Para los activos pertenecientes a las categorías C4 a C6, se debe presentar la información por UC de cada subestación, a partir de la identificación de la antigüedad de cada grupo de UC se construye el perfil de antigüedad.

b. Activos de líneas

Para los activos pertenecientes a las categorías C8 a C10, activos asociados con líneas, se puede definir la antigüedad tomando como unidad mínima de información la línea o circuito en lugar de las UC que componen la línea o el circuito. En este caso la antigüedad de la línea corresponde a la antigüedad ponderada de la línea, considerando lo definido en los literales c y d del numeral 6.1.5.1.

c. Activos de nivel de tensión 1

Para transformadores de distribución se debe presentar información desagregada a nivel de transformador, mientras que para las redes de baja tensión se puede agrupar la información a nivel de circuito.

6.1.5.3 Ejemplo de definición del perfil de antigüedad

A continuación se presenta un ejemplo de la estimación del perfil de antigüedad para activos de la categoría bahías y celdas, con base en la información definida en la Tabla 36.

31


En el ejemplo se tiene un sistema con seis subestaciones, SE1 a SE6, con activos de la categoría C3, bahías y celdas, en los niveles de tensión 4 y 3.

Para cada bahía o celda se identifica la UC correspondiente, así como la información básica para definir su rango de antigüedad, año de entrada en operación, porcentaje de reposición y año de reposición.

En este ejemplo se toma como fecha de corte el año 2014, para definir el rango de antigüedad.

Tabla 14 Ejemplo información activos categoría C3

CÓ

DIG

O U

C

SU

BE

ST

AC

IÓN

NIV

EL

DE

TE

NS

IÓN

CÓ

DIG

O L

ÍNE

A O

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AN

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OR

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RA

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OP

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AC

IÓN

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IÓN

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O R

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E

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RE

NC

IA

RA

NG

O D

E

AN

TIG

ÜE

DA

D

VA

LO

RA

CIÓ

N

N4S1 SE1 4 L1 1995 40% 2012 12,2 R3 646

N4S2 SE1 4 T1 1995 40% 2012 12,2 R3 569

N4S1 SE2 4 L2 2005

9,0 R2 646

N4S1 SE2 4 L3 2005

9,0 R2 646

N4S2 SE2 4 T2 2005

9,0 R2 569

N4S1 SE3 4 L3 1995

19,0 R4 646

N4S1 SE3 4 L4 1995 40% 2005 15,0 R3 646

N4S2 SE3 4 T3 1980 40% 2005 24,0 R5 569

N4S1 SE4 4 L5 2010

4,0 R1 646

N4S2 SE4 4 T4 2010

4,0 R1 569

N4S1 SE5 4 L6 1970

44,0 R9 646

N4S1 SE5 4 L7 1970

44,0 R9 646

N4S2 SE5 4 T5 1970

44,0 R9 569

N4S1 SE6 4 L7 1975

39,0 R8 646

N4S2 SE6 4 T5 1975

39,0 R8 569

N3S11 SE1 3 L8 1995 30% 2012 13,9 R3 236

N3S11 SE1 3 L9 2005

9,0 R2 236

N3S12 SE1 3 T6 1995 30% 2012 13,9 R3 163

N3S11 SE2 3 L10 2000

14,0 R3 236

N3S11 SE2 3 L11 2010

4,0 R1 236

N3S12 SE2 3 T7 2005

9,0 R2 163

N3S1 SE3 3 L12 1995

19,0 R4 331

N3S1 SE3 3 L13 1990

24,0 R5 331

N3S2 SE3 3 T8 1980 30% 2005 26,5 R6 280

N3S1 SE4 3 L14 2000

14,0 R3 331

32


CÓ

DIG

O U

C

SU

BE

ST

AC

IÓN

NIV

EL

DE

TE

NS

IÓN

CÓ

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O L

ÍNE

A O

TR

AN

SF

OR

MA

DO

R

AÑ

O E

NT

RA

DA

OP

ER

AC

IÓN

PO

RC

EN

TA

JE

RE

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SIC

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O R

EP

OS

ICIÓ

N

AN

TIG

ÜE

DA

D D

E

RE

FE

RE

NC

IA

RA

NG

O D

E

AN

TIG

ÜE

DA

D

VA

LO

RA

CIÓ

N

N3S2 SE4 3 T9 2005

9,0 R2 280

N3S1 SE5 3 L15 1970

44,0 R9 331

N3S1 SE5 3 L16 1970

44,0 R9 331

N3S2 SE5 3 T10 1970

44,0 R9 280

Para la bahía de línea de nivel de tensión 4, UC N4S1, de la SE2 asociada a la línea L2, el año de entrada en operación es el 2005 y no presenta reposiciones, por lo cual la antigüedad de este activo es de 9 años. Con base en esta antigüedad el activo pertenece al rango de antigüedad R2, es decir activos entre 5 y 10 años de antigüedad de referencia.

En el caso de la bahía de línea de nivel de tensión 4, UC N4S1, de la SE1 asociada a la línea L1, se tiene como año de entrada en operación 1995, por lo cual la antigüedad de este activo sería de 19 años, sin embargo en el año 2012 se realizó una reposición parcial de la UC por un valor equivalente al 40% del valor total de la UC8. Para estimar la antigüedad de referencia se pondera el 60% de la UC con una antigüedad de 19 años y el 40% con una antigüedad de 2 años, lo cual da como resultado 12.2 años. Con base en este valor el rango de antigüedad para este activo es el R3, activos entre 11 y 15 años.

Para justificar las inversiones en reposición se debe presentar la información agregada correspondiente y señalar las cuentas en las cuales se reportó la información, en el caso en el que la información haya sido reportada en cuentas correspondientes a gastos, por políticas de la empresa, se debe señalar en cuales cuentas y en qué valor fueron asignadas estas reposiciones.

En la columna valoración se presenta el valor de la UC, según lo establecido en la Resolución CREG 097 de 2008.

Para las demás UC se sigue la misma metodología para la estimación de la antigüedad de referencia.

Una vez definida la antigüedad de referencia de cada una de las UC de bahías y líneas de los niveles de tensión 3 y 4 se construyen los perfiles de antigüedad para los grupos N4-C3, y N3-C3, tanto en cantidad de activos como en su valoración.

En la Gráfica 9 se presenta la cantidad de bahías de nivel de tensión 4 por cada rango de antigüedad, en la Gráfica 10 se presenta el valor9 de las bahías de línea de nivel de tensión 4 en cada rango de antigüedad. En las gráficas y Gráfica 12 se presentan los perfiles de antigüedad correspondientes a las bahías de nivel de tensión 3.

8 La composición de las UC, tanto en cantidades como en costo, se publicó en los documentos de

soporte de la Resolución CREG 097 de 2008.

9 Valor de reposición a nuevo, según las UC de la Resolución CREG 097 de 2008.

33


Gráfica 9 Perfil de antigüedad grupo N4-C3 en cantidad de activos

Gráfica 10 Perfil de antigüedad grupo N4-C3 en valoración de activos

Gráfica 11 Perfil de antigüedad grupo N3-C3 en cantidad de activos

34


Gráfica 12 Perfil de antigüedad grupo N3-C3 en valoración de activos

6.1.6 Niveles de tensión no normalizados

El OR debe presentar un resumen de los activos con niveles de tensión no normalizados en su sistema que se encuentran en operación, este resumen debe incluir la siguiente información:

a) Cantidad de subestaciones y porcentaje en carga atendida, respecto al total de subestaciones con niveles de tensión normalizado.

b) Líneas y/o circuitos de media tensión y su porcentaje, en longitud, respecto a las líneas con niveles de tensión normalizado.

c) Cargabilidad de transformadores y líneas con estos niveles de tensión.

d) Demanda atendida de estos subsistemas en kW, y como porcentaje de demanda total del sistema.

6.1.7 Obsolescencia activos

El OR deberá presentar un análisis de la obsolescencia de los activos en su sistema, asociado con aspectos técnicos, tecnológicos, ambientales, entre otros.

Se debe presentar, a nivel general, el nivel de obsolescencia de cada grupo de activos, haciendo énfasis en los activos de subestaciones, transformadores, equipos de corte y reconexión, sistemas de protección y sistemas de control para su operación.

Este análisis de obsolescencia puede hacerse con base en la antigüedad y la tecnología utilizada actualmente.

La información debe presentarse como el porcentaje de activos de cada grupo con un nivel de obsolescencia determinado.

A continuación se presentan algunos ejemplos.

Para los activos de transformadores se tiene:

a) Transformadores con PCB,

b) Transformadores con altos niveles de ruido,

c) Transformadores con niveles de tensión no normalizados

Para los activos del grupo de bahías y celdas:

a) Interruptores y seccionadores que requieren de actualizaciones tecnológicas.

35


b) Actualización tecnológica en celdas de control y protección.

Para equipos de comunicaciones y centros de control

a) Sistemas con protocolo de comunicaciones propietario

b) Actualización tecnológica en sistemas de protección.

6.1.8 Nivel de calidad del servicio

El OR deberá presentar un análisis de calidad del servicio en el cual se incluyan como mínimo los siguientes análisis:

a) clasificación de los circuitos de media tensión (nivel de tensión 3 y nivel de tensión 2) según la duración y número de interrupciones del servicio durante los últimos 3 años. Este análisis debe ser consistente con la información reportada al SUI.

b) clasificación de los circuitos de media tensión (nivel de tensión 3 y nivel de tensión 2) según el número de usuarios afectados por la duración y número de interrupciones del servicio durante los últimos 3 años. Este análisis debe ser consistente con la información reportada al SUI.

6.1.9 Sistemas de información y control

Se debe presentar un resumen del estado de los siguientes aspectos:

Procesos requeridos para la implementación del esquema de calidad del servicio establecido en la Resolución CREG 097 de 2008:

a) Capacidad del sistema scada.

b) Vinculación de los circuitos de media tensión a cada subestación.

c) Vinculación de los transformadores de distribución a cada circuito de media tensión.

d) vinculación de usuarios a transformadores.

e) sistema de gestión de la distribución.

f) telemedición en elementos de corte y maniobra instalados en cabecera de circuito y en puntos intermedios.

g) sistema de medición y procedimientos de registro y reporte del OR certificados.

Sobre el inventario de activos.

a) Porcentaje de redes de baja tensión con inventario que incluya como mínimo, longitud, conductores, configuración y cantidad de postes.

b) Procedimientos de actualización de inventarios.

6.2 ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS Y PRIORIZACION

6.2.1 Criterios generales para la definición del plan

Los criterios generales para la formulación de los planes de inversión corresponden a los siguientes:

a. En los planes de inversión se deben analizar, cuantificar y valorar las necesidades de los usuarios y del mercado de comercialización atendido por el OR. Así como las diferentes alternativas consideradas para la solución de las necesidades identificadas.

36


b. El horizonte de planeación de los planes de inversión es de largo plazo (diez años) y los proyectos de inversión incluidos en la solicitud deben corresponder a aquellos en un horizonte de mediano plazo (cinco años).

c. Todos los proyectos incluidos en los planes deben permitir el cumplimiento de las metas propuestas por los OR en los horizontes de planeación señalados.

d. Las metas definidas por los OR para la expansión, reposición, calidad del servicio, reducción y mantenimiento de los niveles de pérdidas y tecnología deben ser alcanzables en el horizonte de tiempo del plan y deben corresponder con la situación actual y futura del mercado de comercialización.

e. Los planes deben ser flexibles y adaptables a la evolución del mercado de comercialización, además deben considerar los riesgos potenciales y las acciones para mitigarlos.

f. El plan de inversión debe identificar y valorar los beneficios esperados y los costos asociados.

g. Los proyectos deben contar con una relación beneficio - costo superior a uno.

h. Los planes deben ser económicamente eficientes y conducir a garantizar la prestación del servicio al menor costo económico en el mediano y largo plazo.

i. Los proyectos inversión en tecnología deben considerar el criterio de adaptabilidad establecido en la Ley 143 de 1994, por lo que estas inversiones, que incorporen los avances de la ciencia y de la tecnología, deben aportar una mayor calidad y eficiencia en la prestación del servicio al menor costo económico.

j. Cumplir los requisitos establecidos para los planes de expansión de la Resolución CREG 070 de 1998 o aquella que la adicione, modifique o sustituya.

k. El plan debe ser viable ambientalmente y considerar el impacto por la aplicación de la Ley 1715 de 2014.

l. Las inversiones deben incluir únicamente activos de uso.

m. El plan debe identificar, cuantificar y excluir de la valoración los proyectos, bienes o derechos que no deban incluirse en el cálculo de las tarifas en los términos del artículo 87 numeral 87.9 de la Ley 142 de 1994, en los términos que haya sido modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011 o por norma posterior.

n. El plan debe identificar, cuantificar y excluir de la valoración los proyectos incluidos y que sean financiados con fondos públicos.

o. El OR debe incluir en el plan de inversión los activos necesarios para la implementación y certificación de un sistema de gestión de activos acorde con la norma ISO 55001 en un plazo de cuatro (4) años contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución.

6.2.2 Análisis de alternativas de inversión en activos asociados con nueva demanda

6.2.2.1 Criterios generales

Los criterios generales para la definición de las inversiones incluidas:

37


a. Se deben incluir los proyectos de ampliación de la capacidad existente o instalación de nuevas subestaciones o líneas para la atención de nuevas cargas en el sistema en los niveles de tensión 4, 3 y 2.

b. Solamente se deben incluir proyectos de expansión de las redes de uso, los proyectos de conexión de usuarios no deben incluirse en este plan.

c. El OR debe emplear los criterios señalados en el numeral 3.3 del anexo general de la Resolución 070 de 1998 para la elaboración del plan de inversión.

d. Los proyectos de inversión incluidos en el plan de expansión deben ser acordes con los requerimientos de política pública, el Plan Indicativo de Expansión de Cobertura de Energía Eléctrica, PIEC, y el Plan de Referencia de Generación – Transmisión.

e. Se deben asociar a los proyectos de inversión del plan a los escenarios de crecimiento de la demanda e identificar cuales proyectos pueden ser pospuestos o adelantados si las proyecciones de demanda son reajustadas.

f. Solo se remuneran aquellos activos de nivel de tensión 4 que cuenten con el concepto de la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME. En el caso que los proyectos incluidos en plan de inversiones no cuenten con el concepto serán retirados de la remuneración del OR.

g. No se podrán incluir proyectos de expansión en líneas de los niveles de tensión 3 y 2 cuando las pérdidas no se encuentren cerca del nivel de pérdidas reconocidas.

h. El OR debe clasificar los proyectos del plan con fechas de entrada en un periodo menor a dos años, entre dos y cuatro años y más de cuatro años.

6.2.2.2 Identificación de alternativas y priorización de proyectos

Las inversiones incluidas en el plan deben responder a las necesidades de crecimiento de la demanda como principal criterio de identificación y priorización y ser consistentes con las proyecciones de demanda y potencia para el horizonte de análisis. La identificación particular de las alternativas de inversión se debe realizar a partir de modelos de ingeniera del sistema10 y de análisis técnico – económicos. Las inversiones que se incluyan en el plan deben tener una relación beneficio costo mayor a 1.

El OR debe presentar un resumen de la metodología empleada para la determinación de las inversiones, el cual debe incluir: la metodología, requerimientos de información, información utilizada, supuestos, criterios de identificación de alternativas y principales variables empleadas.

En el caso del STR11, los proyectos incluidos en el plan de inversión deben corresponden a aquellos identificados en el Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión más reciente y para los cuales la UPME recomiende su ejecución y emita concepto de aprobación al OR. Adicionalmente, el OR debe haber manifestado su intención de realizarlos de acuerdo con lo señalado en la Resolución CREG 024 de 2013 o aquella que la modifique o complemente.

En el plan solo se deben incluir los proyectos en un horizonte de 5 años.

10

Generalmente estos modelos de ingeniería incluyen la infraestructura disponible, la demanda de energía, los despachos de las plantas de generación, los criterios de seguridad, confiablidad, calidad y eficiencia económica, así como el uso de herramientas informáticas para la ejecución de análisis el flujos de carga, contingencias y estabilidad.

11 Esto incluye conexiones al STN y ampliaciones en el STR.

38


Para la determinación de los proyectos de expansión el OR deberá considerar por lo menos dos alternativas para la solución de las restricciones técnicas que identifique: cargabilidad de transformadores, líneas, niveles de tensión fuera de los rangos permitidos, confiabilidad, energía no suministrada, pérdidas de energía, entre otros.

También deben incluirse aquellas obras que la UPME identifique en el SDL.

Al igual que el en STR, los proyectos de inversión en el SDL deben identificarse a partir de modelos de ingeniera del sistema12 y de análisis técnico – económicos.

Para la atención de nueva demanda el OR debe clasificar los proyectos considerando si es nueva infraestructura o implica la reposición de infraestructura existente para ampliar su capacidad de atención de demanda.

Los proyectos de inversión para el SDL deben ser consistentes con los proyectos identificados y priorizados para el STR y la infraestructura en operación en el sistema.

El OR debe presentar un cronograma general de las inversiones a realizar y su ubicación geográfica a nivel de municipio

6.2.3 Análisis de alternativas de inversión en activos no asociados con nueva demanda

6.2.3.1 Definición de alternativas

El OR deberá presentar un resumen de la metodología empleada para la definición de los requerimientos de inversiones en reposición de activos, esta metodología puede estar basada en los modelos presentados en el numeral 4 o en otros modelos utilizados por el OR.

El resumen debe contener como mínimo la metodología, requerimientos de información, información utilizada, supuestos, criterios de identificación de alternativas y principales variables empleadas.

Se pueden utilizar diferentes modelos o procedimientos para definir las necesidades de reposición, dependiendo del grupo de activos, del nivel de tensión, de la información disponible para cada grupo, de los objetivos del OR (mejoramiento de la confiabilidad, reducción de pérdidas, minimización de riesgos operativos, etc.).

El OR debe considerar un cronograma general de implementación del plan de reposición, para la definición de las alternativas se debe considerar la probabilidad de atrasos en la ejecución de los proyectos por factores externos y considerarlo como un elemento para su evaluación.

Se deben presentar análisis de beneficios asociados con la reposición, los beneficios pueden estar asociados con mejoras en la operación, mayor confiabilidad, disminución de interrupciones, reducción de riesgos de falla, etc. Los beneficios pueden obtenerse de la aplicación de análisis de riesgos.

12

Generalmente estos modelos de ingeniería incluyen la infraestructura disponible, la demanda de energía, los despachos de las plantas de generación, los criterios de seguridad, confiablidad, calidad y eficiencia económica, así como el uso de herramientas informáticas para la ejecución de análisis el flujos de carga, contingencias y estabilidad.

39


6.2.3.2 Priorización de las inversiones en reposición

Como resultado de este análisis de priorización se espera que se obtengan los proyectos en inversión en reposición con mayor impacto y beneficio para la prestación del servicio de acuerdo con los objetivos definidos por el OR en calidad del servicio, pérdidas, operación, etc.

El informe debe contener un análisis de priorización de los proyectos de reposición identificados por el OR, este análisis deberá presentarse para cada grupo de activos.

El análisis debe contener como mínimo la metodología utilizada, los requerimientos de información, la información utilizada, los supuestos y criterios utilizados, las principales variables de la metodología, análisis de sensibilidad asociados con ajustes en las variables de decisión.

Como mínimo se requiere un análisis de riesgos para los principales elementos del sistema como transformadores, bahías, elementos de control, etc.

6.2.3.3 Sistema de gestión de activos

El OR debe presentar un resumen de la metodología actualmente empleada para la gestión de sus activos, las prácticas y políticas de reposición de cada grupo de activos utilizada actualmente, la información utilizada para la planeación de las inversiones en reposición y mantenimiento de activos.

El OR debe presentar un análisis de su estado actual de implementación de normas de gestión de activos, y un cronograma para su incorporación según lo propuesto en la Resolución CREG 179 de 2014.

6.3 RESUMEN DEL PLAN DE INVERSIONES

El OR deberá presentar un resumen del plan de inversiones en reposición de activos, este resumen debe contener como mínimo la siguiente información:

6.3.1 Resumen del plan de inversiones asociado a demanda

El OR debe presentar un resumen con la información de inversiones asociadas a demanda realizadas durante el periodo 2008 – 2014 para cada nivel de tensión, y las inversiones propuestas para el periodo 2015 – 2019. En la Tabla 15 se debe indicar la relación de los proyectos.

40


Tabla 15 Lista general de proyectos de inversión

NO

MB

RE

PR

OY

EC

TO

SU

BE

ST

AC

IÓN

/LÍN

EA

NIV

EL

DE

TE

NS

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DE

SC

RIP

CIÓ

N

NU

EV

A

DE

MA

ND

A

AT

EN

DID

A

(MW

H)

US

UA

RIO

S

ES

TIM

AD

OS

UB

ICA

CIÓ

N13

VA

LO

R14

En la Tabla 16 se presenta el formato para el reporte de información desagregada para los niveles de tensión 2, 3 y 4. En la Tabla 17 se presenta el formato para el reporte de la información desagregada para el nivel de tensión 1.

Tabla 16 Resumen de inversiones ejecutadas y propuestas en nivel 2, 3 y 4 (pesos fecha de referencia)

INVERSIONES EJECUTADAS

INVERSIONES PLANEADAS

CATEGORÍA DESCRIPCIÓN

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

C1 Transformadores potencia

C2 Compensaciones

C3 Bahías y celdas

C4 Control y comunicaciones

C5 Equipos de subestación

C6 Otros activos subestación

C7 Centro de control

C8 Líneas aéreas

C9 Líneas subterráneas

C10 Equipos de línea

13

Se debe indicar el departamento y municipio donde se ejecutará el proyecto

14 Se debe suministrar en pesos de la fecha de referencia

41


Tabla 17 Resumen de inversiones ejecutadas y propuestas nivel de tensión 1 (pesos fecha de referencia)


INEVERSIONES PLANEADAS


2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

C11 Transformadores distribución

C12 Redes aéreas

C13 Redes subterráneas

Tabla 18 Resumen de inversiones ejecutadas y propuestas en nivel 2, 3 y 4 (cantidades)

CATEGORÍA DESCRIPCIÓN UNIDAD

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

C1 Transformadores de potencia

Cantidad


% Cantidad


MVA


% MVA

C2 Compensaciones Cantidad

C2 Compensaciones MVAr

C3 Bahías y celdas Cantidad

C3 Bahías y celdas % Cantidad

C4 Equipos control y comunicaciones

Cantidad


% Cantidad

C5 Equipos de subestación Cantidad

C5 Equipos de subestación % Cantidad


Cantidad

C7 Centro de control Cantidad

C8 Líneas aéreas Km

C8 Líneas aéreas %

C9 Líneas subterráneas Km

C9 Líneas subterráneas %

C10 Equipos de línea Cantidad

C10 Equipos de línea %

42


6.3.2 Resumen de inversiones no asociado con demanda

El OR debe presentar un resumen con la información de inversiones en reposición realizadas durante el periodo 2008 – 2014 para cada nivel de tensión, y las inversiones en reposición propuestas para el periodo 2015 – 2019.

En la Tabla 19 se presenta el formato para el reporte de esta información para los niveles de tensión 2, 3 y 4. En la Tabla 20 se presenta el formato para el reporte de la información para el nivel de tensión 1.

Tabla 19 Resumen de inversiones ejecutadas y propuestas en nivel 2, 3 y 4 (pesos fecha de referencia)



CATEGORÍA DESCRIPCIÓN 2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

C1 Transformadores potencia

C2 Compensaciones

C3 Bahías y celdas

C4 Control y comunicaciones




C8 Líneas aéreas



Tabla 20 Resumen de inversiones ejecutadas y propuestas nivel de tensión 1 (pesos fecha de referencia)




2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

C11 Transformadores distribución

C12 Redes aéreas

C13 Redes subterráneas

43


Tabla 21 Resumen de inversiones ejecutadas y propuestas en nivel 2, 3 y 4 (cantidades)

CATEGORÍA DESCRIPCIÓN UNIDAD

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

C1 Transformadores de potencia Cantidad

C1 Transformadores de potencia %

Cantidad

C1 Transformadores de potencia MVA

C1 Transformadores de potencia % MVA

C2 Compensaciones Cantidad

C2 Compensaciones MVAr

C3 Bahías y celdas Cantidad

C3 Bahías y celdas %

Cantidad


Cantidad


% Cantidad

C5 Equipos de subestación Cantidad

C5 Equipos de subestación %

Cantidad

C6 Otros activos subestación Cantidad

C7 Centro de control Cantidad

C8 Líneas aéreas km

C8 Líneas aéreas %

C9 Líneas subterráneas km

C9 Líneas subterráneas %

C10 Equipos de línea Cantidad

C10 Equipos de línea %

6.4 INFORMACIÓN BASE DEL PLAN DE INVERSIONES

6.4.1 Clasificación de los activos

Para la presentación de los planes de reposición las empresas deben clasificar la infraestructura de cada nivel de tensión en las categorías señaladas en la Tabla 22.

Se debe clasificar la totalidad de la Infraestructura a la fecha de corte definida en la resolución definitiva15.

Se deben utilizar las UC definidas en la Resolución CREG 097 de 2008, tanto para el inventario aprobado en los cargos de distribución del actual periodo tarifario, como del inventario de activos puesto en operación hasta la fecha de corte.

15

Esta fecha generalmente se refiere a diciembre 31 del año anterior a la presentación de la solicitud de cargos.

44


Tabla 22 Categorías de activos niveles de tensión 2, 3 y 4



C2 Compensaciones

C3 Bahías y celdas

C4 Equipos de control y comunicaciones




C8 Líneas aéreas



C11 Transformadores de distribución

C12 Redes de distribución aéreas

C13 Redes de distribución subterráneas

Los activos incluidos en las categorías C1 a C10 corresponden a los niveles de tensión 2, 3 y 4, mientras que los de las categorías C11 a C13 corresponden a activos de nivel de tensión 1.

Teniendo en cuenta que la metodología propuesta en la Resolución CREG 179 de 2014 establece cargos por nivel de tensión, la información de activos reportada debe desagregarse por nivel de tensión. En la Tabla 23 se presentan los grupos de activos que consideran la categoría de activos y el nivel de tensión respectivo.

Para el reporte de la información de los planes de reposición las empresas deben clasificar sus activos en los grupos definidos en la Tabla 23.

Tabla 23 Grupos de activos por categoría y nivel de tensión

CATEGORÍA DESCRIPCIÓN GRUPOS

NIVEL 4 NIVEL 3 NIVEL 2 NIVEL 1

C1 Transformadores de potencia N4-C1 N3-C1 N2-C1

C2 Compensaciones N4-C2 N3-C2 N2-C2

C3 Bahías y celdas N4-C3 N3-C3 N2-C3

C4 Equipos de control y comunicaciones N4-C4 N3-C4 N2-C4

C5 Equipos de subestación N4-C5 N3-C5 N2-C5

C6 Otros activos subestación N4-C6 N3-C6 N2-C6

C7 Centro de control - - -

C8 Líneas aéreas N4-C8 N3-C8 N2-C8

C9 Líneas subterráneas N4-C9 N3-C9 N2-C9


N3-C10 N2-C10

C11 Transformadores de distribución

N1-C11

C12 Redes de distribución aéreas

N1-C12

C13 Redes de distribución subterráneas

N1-C13

45


En las siguientes tablas se presenta la asimilación de las UC de la Resolución CREG 097 de 2008 en cada uno de los grupos definidos anteriormente16.

Tabla 24 Unidades constructivas asociadas en la categoría de transformadores de potencia

CATEGORÍA DESCRIPCIÓN GRUPO NIVEL VIDA ÚTIL GRUPO UC ASOCIADAS

C1 Transformadores de potencia N4-C1 4 30 N5T1 a N5T25 y N4T1 a N4T19

C1 Transformadores de potencia N3-C1 3 30 N3T1 a N3T8

Tabla 25 Unidades constructivas asociadas en la categoría de compensaciones


C2 Compensaciones N4-C2 4 30 N4CR1 a N4CR5



Tabla 26 Unidades constructivas asociadas en la categoría de bahías y celdas


C3 Bahías y celdas N4-C3 4 30 N5S1 a N5S6, N5S9, N4S1E, N4S1 a N4S18, N4S46 y N4S47

C3 Bahías y celdas N3-C3 3 30 N3S1 a N3S20 y N3S39 a N3S43

C3 Bahías y celdas N2-C3 2 30 N2S1 a N2S11 y N2S15 a N2S17

Tabla 27 Unidades constructivas asociadas en la categoría de equipos de control y comunicaciones



N4-C4 4 10 N5S8, N4S19, N4S45, N4EQ1 y N4EQ4 a N4EQ12


N3-C4 3 10 N3S21 a N3S23, N3S38, N3EQ1, N3EQ12 y N3EQ14 a N3EQ21


N2-C4 2 10 N2EQ3, N2EQ10, N2EQ32 y N2EQ34

16

Se incluyen las unidades constructivas especiales definidas durante el periodo 2008 a 2014.

46


Tabla 28 Unidades constructivas asociadas en la categoría de equipos de subestación

CATEGORÍA DESCRIPCIÓN GRUPO NIVEL VIDA ÚTIL

GRUPO UC ASOCIADAS


N4-C5 4 40

N4EQ2, N4EQ2E, N4EQ3, N4EQ4E, N4EQ13, N4EQ13E, N4EQ14 y N4EQ14E


N3-C5 3 30 N3EQ10, N3EQ11 y N3EQ13


N2-C5 2 30 N2EQ33, N2EQ37, N2EQ38 y N2EQ40

Tabla 29 Unidades constructivas asociadas en la categoría de otros activos de subestación



N4-C6 4 30 N5S7, N5S10, N4S20 a N4S44 y N4S48


N3-C6 3 30 N3S24 a N3S37 y N3S44


N2-C6 2 30 N2S12 a N2S14 y N2S18 a N2S29

Tabla 30 Unidades constructivas asociadas en la categoría de centros de control


C7 Centro de control N-C7 - 10 CCS1 a CCS32

Tabla 31 Unidades constructivas asociadas en la categoría de líneas aéreas


C8 Líneas aéreas N4-C8 4 40 N4L1 a N4L48 y N4L51 a N4L54

C8 Líneas aéreas N3-C8 3 40 N3L1 a N3L26

C8 Líneas aéreas N2-C8 2 30 N2L1 a N2L53

47


Tabla 32 Unidades constructivas asociadas en la categoría de líneas subterráneas


C9 Líneas subterráneas N4-C9 4 40 N4L49 y N4L50

C9 Líneas subterráneas N3-C9 3 40 N3L27 a N3L33

C9 Líneas subterráneas N2-C9 2 30 N2L54 a N2L70

Tabla 33 Unidades constructivas asociadas en la categoría de líneas subterráneas


C10 Equipos de línea N3-C10 3 30 N3EQ2 a N3EQ9 y N3EQ22 a N3EQ25

C10 Equipos de línea N2-C10 2 30

N2EQ1, N2EQ2, N2EQ4 a N2EQ9, N2EQ11 a N2EQ31, N2EQ35 y N2EQ36

6.4.2 Información a reportar para cada categoría de activos

Para cada categoría de activos se debe presentar la información detallada que se señala en las siguientes tablas, esta información sirve de referencia para determinar el perfil de antigüedad y puede utilizarse de referencia para el factor de ajuste definido en la Resolución CREG 179 de 2014.

Para la información de cada campo se debe tener en cuenta lo siguiente:

a) El código de la UC corresponde al definido para la UC de la Resolución CREG 097 de 2008.

b) La subestación o línea corresponden a los códigos del inventario de activos aprobado en los cargos vigentes, para las nuevas subestaciones o líneas corresponde al código nuevo dado por el OR.

c) El nivel de tensión corresponde al nivel en el cual se reconocen los activos, para el caso particular de los transformadores de potencia, estos se asignan al nivel/niveles de los devanados de baja tensión del transformador.

d) Para los grupos de activos en los cuales se requiere la cargabilidad, esta corresponde a las condiciones de operación a la fecha de corte y la demanda proyectada a 5 años y a 10 años

e) Año de entrada en operación de la UC, subestación o línea.

f) Año de reposición, si se ha presentado más de un proceso de reposición, se debe ponderar el año en función del valor de las reposiciones realizadas. La composición y el valor de los elementos constitutivos de cada unidad constructiva se encuentra en los documentos de soporte de la Resolución CREG 097 de 2008.

g) Para la variable antigüedad de referencia se debe considerar lo señalado en el numeral 6.1.5.1.

h) El rango de antigüedad corresponde al definido en la Tabla 13.

48


i) La valoración se realiza con base en las UC de la Resolución CREG 097 de 2008.

Tabla 34 Información activos categoría C1

CÓ

DIG

O U

C

CÓ

DIG

O

TR

AN

SF

OR

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R

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EN

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2

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RV

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ES

49


Tabla 37 Información activos categoría C4 S

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ES

50


Tabla 40 Información activos categoría C7 C

ÓD

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UC

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51



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52



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53


7. CONSULTA PROCESO DE PLANEACIÓN DE LOS OR

Como parte del proceso de consulta se requiere la información general de los procedimientos de planeación de las inversiones desarrollados por las empresas, para esto se desarrolló el siguiente cuestionario que debe ser entregado por los OR como un documento adicional a los comentarios sobre este documento.

1. En la estructura organizacional de la empresa, ¿Se cuenta con un área de planeación eléctrica del sistema de distribución? ¿Cuántos profesionales la conforman?

2. ¿Con qué metodología se desarrolla el proceso de planeación de la expansión y la reposición de activos, cuales modelos se utilizan?, por favor descríbalos.

3. ¿Qué modelo de pronósticos demanda utiliza actualmente y cuales ha utilizado en su sistema?

4. ¿Se cuenta con información desagregada por zonas de nuevos desarrollos para determinar la necesidad de nueva infraestructura? ¿Qué entidades la suministran?

5. ¿Con qué nivel de periodicidad se revisa el proceso de planeación en la empresa?

6. Una vez desarrollado el proceso de planeación y determinado el plan de inversiones, ¿cómo se determina el costo de los proyectos?

7. ¿Se desarrolla un documento con el plan de inversiones en la empresa? ¿Cada cuánto se elabora y actualiza?

8. ¿Se cuenta con un sistema de información completo del sistema? ¿Hasta qué nivel de tensión se tiene?

9. ¿Con que frecuencia se actualiza el sistema de información del sistema, por operaciones efectuadas diariamente, por condiciones de falla, por expansión o por mantenimientos programados?

10. ¿Durante cuántas horas al día se cuenta con personal para la operación del sistema de distribución?

11. ¿La información de la operación se almacena manualmente? ¿La almacena el sistema de información en línea? Por favor describa los procedimientos.

12. ¿Describir los procedimientos que activan los procesos de revisión del sistema de distribución en caso de fallas? llamada de un cliente, llamada de varios clientes, información del sistema?

13. ¿Qué equipos y bajo qué condiciones de operación representan el mayor riego en su sistema de distribución?

14. ¿Con qué nivel de cargabilidad de un activo se toman medidas remediales operativas?

15. ¿Cuáles son las razones técnicas para cambiar un activo por reposición?

16. ¿Cuantos transformadores ha detectado en su sistema con PCB´s?

17. ¿Efectúa medidas del nivel de ruido en los equipos de compensación, transformadores, etc.?

18. ¿Utiliza algún sistema o modelo de gestión de activos?

19. ¿Cuál o cuáles estrategias de mantenimiento utiliza en su sistema de distribución? ¿Mantenimiento correctivo? Mantenimiento predictivo?, por favor descríbalo.

54


20. ¿Se tienen niveles de tensión no normalizados en su sistema de distribución? ¿Desde qué año funcionan?

21. ¿Está completamente determinado en su sistema de información el vínculo de los circuitos de media tensión a las subestaciones?, en qué porcentaje?

22. ¿Está completamente determinado el vínculo de los transformadores de distribución a su circuito de media tensión?, en qué porcentaje?

23. ¿Está completamente determinado el vínculo de los clientes a sus transformadores de distribución?, en qué porcentaje?

24. ¿Cómo efectúa el análisis de calidad del servicio en su sistema de distribución? ¿Por circuitos de media tensión? ¿Por transformadores de distribución? ¿Por cliente?

25. ¿Cuál es el nivel de automatización de su sistema de distribución? ¿Por favor describir el nivel por nivel de tensión?

26. ¿Una vez tomada la decisión de desarrollar los proyectos del plan de inversiones, se cumple normalmente con lo previsto en la planeación?

27. ¿En qué porcentaje se cumple con la ejecución de los proyectos incluidos en el plan de expansión? Cuáles son los principales factores que afectan la ejecución del plan de expansión con respecto a lo planeado? Qué medidas ha tomado para minimizar las desviaciones de la planeación respecto a la ejecución?

28. Adjuntar información anual de los recursos incluidos en el plan anual de expansión, los recursos ejecutados, y la desviación anual en la ejecución del plan de expansión, para los últimos siete años.

29. ¿En qué porcentaje se cumple con la ejecución de los proyectos incluidos en el plan de reposición de activos? Cuáles son los principales factores que afectan la ejecución del plan de reposición con respecto a lo planeado? Qué medidas ha tomado para minimizar las desviaciones de la planeación respecto a la ejecución?

30. Adjuntar información anual de los recursos incluidos en el plan anual de reposición, los recursos ejecutados, y la desviación anual en la ejecución del plan de reposición, para los últimos siete años.

31. ¿Se tiene implementada en su empresa alguna metodología de gestión tecnológica? ¿Qué metodología utiliza?

55


8. BIBLIOGRAFIA

(1) KEMA Inc. Leveraging Network Utility Asset Management Practices for Regulatory Purposes. 2009. Disponible en http://www.ontarioenergyboard.ca (Consulta 15-05-2015)

(2) KEMA Inc. Leveraging Network Utility Asset Management Practices for Regulatory Purposes. 2009. Disponible en http://www.ontarioenergyboard.ca (Consulta 15-05-2015)

(3) WILLIAMS, Leigh. JAMI, Imran. ARGENT, Steven. Good practice asset risk management: a regulator’s tale. 19th International Conference on Electricity Distribution. CIRED. Vienna, 21-24 May 2007. Disponible en http://www.cired.net (Consulta 15-05-2015)

(4) AUSTRALIAN ENERGY REGULATOR, AER. Electricity network service providers replacement model handbook. 2011. Disponible en http://www.aer.gov.au (Consulta 15-05-2015)

(5) ONTARIO ENERGY BOARD. Filing Requirements for Electricity Transmission and Distribution Applications. Chapter 5 Consolidated Distribution System Plan Filing Requirements. 2013. Disponible en http://www.ontarioenergyboard.ca (Consulta 15-05-2015)

(6) NORDGÅRD, Dag Eirik. Risk Analysis for Decision Support in Electricity Distribution System Asset Management: Methods and frameworks for analyzing intangible risks. Trondheim, April 2010. Thesis for the degree of Philosophiae Doctor. Norwegian University. ISBN 978-82-471-2065-1. Disponible en http://www.sintef.no/projectweb/riskdsam/ (Consulta 15-05-2015)

(7) PICARD, Hans. BOENDER, Dirk. Risk management of ageing assets: minimum oil breakers. 22nd International Conference on Electricity Distribution Stockholm, CIRED. 10-13 June 2013. Disponible en http://www.cired.net (Consulta 15-05-2015)

(8) GJERDE, Oddbjørn. NORDGÅRD, Dag Eirik. Risk assessment as an integrated part of distribution system reinvestment analysis. 20th International Conference on Electricity Distribution., CIRED. Prague, 8-11 June 2009. Disponible en http://www.cired.net (Consulta 15-05-2015)

(9) YI, Shijun. WATTS, Chris. COOPER, Adam. A regulatory approach to the assessment of asset replacement in electricity networks. Asset Management Conference 2011, IET and IAM.

(10) OFFICE OF GAS AND ELECTRICITY MARKETS, Ofgem. Strategy decision for the RIIO-ED1 electricity, distribution price control Reliability and safety. 2013. Disponible en www.ofgem.gov.uk (Consulta 15-05-2015)

(11) HUGHES, David. BARNFATHER, Paul. Building risk based investment programmes. 21st International Conference on Electricity Distribution. CIRED. Frankfurt, 6-9 June 2011.Disponible en http://www.cired.net (Consulta 15-05-2015)

(12) DEADMAN, Clive. Strategic Asset Management: The Quest for Utility Excellence. Troubador publishing Ltd. 2011 384 pp ISBN-10: 1848763662.

(13) COLOMBIA. MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA. Resolución 4 0029 del 9 de enero de 2015 por la cual se adopta el Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión 2014- 2028. Disponible en http://www1.upme.gov.co/planes (Consulta 15-05-2015)

56


(14) UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA, UPME. Plan de expansión de referencia generación - transmisión 2014 – 2028. 2015. Disponible en http://www1.upme.gov.co/planes (Consulta 15-05-2015)

(15) UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA, UPME. Proyección regional de demanda de energía eléctrica en Colombia. Revisión Julio 2014. Disponible en http://www1.upme.gov.co/demanda-y-eficiencia-energetica (Consulta 15-05-2015)

(16) OFFICE OF GAS AND ELECTRICITY MARKETS, Ofgem. Handbook for implementing the RIIO model. 2010. Disponible en www.ofgem.gov.uk (Consulta 15-05-2015)

(17) BARNFATHER, Hughes, Wells, Condition based risk management of physical assets within the electrical power sector, 2012.

57


9. ANEXO – TABLAS DIAGNOSTICO DEMANDA

9.1 ESTADÍSTICAS DESCRIPTIVAS DEL SISTEMA

ASPECTO CLASIFICACIÓN 2013 2014 VARIACIÓN

Cantidad de usuarios Total

Residenciales

No residenciales

Urbano

Rural

Demanda de energía Total

Usuarios residenciales

Usuarios no residenciales

Usuarios regulados

Usuarios no regulados

Máximo valor del sistema (día)

Mínimo valor del sistema (día)

Demanda de potencia Máximo valor del sistema

Mínimo valor del sistema

Subestaciones Cantidad total

Transformación total

Cantidad nivel 220 kV /230 kV

Cantidad nivel 4

Cantidad nivel 3

Transformación (MVA) nivel 220 kV /230 kV

Transformación (MVA) nivel 4

Transformación (MVA) nivel 3

Líneas y redes Total nivel de tensión 4

Total nivel de tensión 3



Cantidad nivel de tensión 4 aéreas




Cantidad nivel de tensión 4 subterráneas




Cantidad nivel de tensión 4 urbanas


58


ASPECTO CLASIFICACIÓN 2013 2014 VARIACIÓN



Cantidad nivel de tensión 4 rurales




Generación Cantidad total

Capacidad total

Cantidad generadores despachados centralmente

Cantidad cogeneradores

Cantidad de plantas menores

Cantidad de autogeneradores

Capacidad instalada (MVA) generadores despachados centralmente

Capacidad instalada (MVA) cogeneradores

Capacidad instalada (MVA) de plantas menores

Capacidad instalada (MVA) de autogeneradores

Pérdidas de energía Índice de pérdidas totales de sistema (%)

Índice de pérdidas en el nivel de tensión 1 (%)

Área geográfica Área geográfica a tendida por el OR

Demanda histórica del sistema

AÑO 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Demanda total del sistema Demanda nivel 4 Demanda nivel 3 Demanda nivel 2 Demanda nivel 1 Variación total del sistema Variación nivel 4 Variación nivel 3 Variación nivel 2 Variación nivel 1

9.2 PRONÓSTICOS DE DEMANDA Y POTENCIA MÁXIMA

Proyección de demanda nacional

59


AÑO 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Mínima (MWh)

Media (MWh)

Máxima (MWh)

Proyección de potencia máxima nacional

AÑO 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Proyección (MVA)

Proyección de demanda regional (en caso de tener más de una UCP debe incluirse una tabla por cada una de ellas)

AÑO 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Mínima (MWh)

Media (MWh)

Máxima (MWh)

Proyección de demanda a nivel de subestaciones

CÓDIGO SUBESTACIÓN

CREG

NIVEL DE TENSIÓN 2

015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

5

4

3

Proyección de demanda a nivel de transformadores de potencia

CÓDIGO SUBESTACIÓN

CREG

CÓDIGO TRANSFORMADOR

NIVEL DE TENSIÓN DEVANADO DE

ALTA 2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

5

4

3

Proyección de demanda a nivel de líneas y redes

CÓDIGO LÍNEA O RED

NIVEL DE TENSIÓN

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

60


9.3 CARGABILIDAD PRINCIPALES ELEMENTOS DEL SISTEMA

9.3.1 Transformadores de potencia

a) Cargabilidad frente a capacidad nominal en condiciones normales

RANGO RANGO DE

CARGABILIDAD (%)

CONEXIÓN AL STN (MVA)

NIVEL 4 (MVA)

NIVEL 3 (MVA)

TOTAL (MVA)

R1 0 – 10

R2 11 – 20

R3 21 – 30

R4 31 – 40

R5 41 – 50

R6 51 – 60

R7 61 – 70

R8 71 – 80

R9 81 – 90

R10 91 – 100

R11 101 – 110

R12 > 110

b) Cargabilidad frente a carga máxima en condiciones normales

RANGO RANGO DE

CARGABILIDAD (%)


NIVEL 4 (MVA)

NIVEL 3 (MVA)

TOTAL (MVA)

R1 0 – 10

R2 11 – 20

R3 21 – 30

R4 31 – 40

R5 41 – 50

R6 51 – 60

R7 61 – 70

R8 71 – 80

R9 81 – 90

R10 91 – 100

R11 101 – 110

R12 > 110

c) Cargabilidad frente a capacidad nominal en condiciones de contingencia

RANGO RANGO DE

CARGABILIDAD (%)


NIVEL 4 (MVA)

NIVEL 3 (MVA)

TOTAL (MVA)

R1 0 – 10

R2 11 – 20

61


RANGO RANGO DE

CARGABILIDAD (%)


NIVEL 4 (MVA)

NIVEL 3 (MVA)

TOTAL (MVA)

R3 21 – 30

R4 31 – 40

R5 41 – 50

R6 51 – 60

R7 61 – 70

R8 71 – 80

R9 81 – 90

R10 91 – 100

R11 101 – 110

R12 > 110

d) Cargabilidad frente a carga máxima en condiciones de contingencia

RANGO RANGO DE

CARGABILIDAD (%)


NIVEL 4 (MVA)

NIVEL 3 (MVA)

TOTAL (MVA)

R1 0 – 10

R2 11 – 20

R3 21 – 30

R4 31 – 40

R5 41 – 50

R6 51 – 60

R7 61 – 70

R8 71 – 80

R9 81 – 90

R10 91 – 100

R11 101 – 110

R12 > 110

e) Análisis de cargabilidad desagregado por transformador de potencia

62


CONDICIONES

NORMALES CONTINGENCIA

CÓ

DIG

O C

RE

G

CA

PA

CID

AD

(M

VA

)

TE

NS

IÓN

DE

VA

NA

DO

AL

TA

RE

LA

CIÓ

N D

E

TR

AN

SF

OR

MA

CIÓ

N

CA

PA

CID

AD

NO

MIN

AL

CA

RG

A M

ÁX

IMA

CA

PA

CID

AD

NO

MIN

AL

CA

RG

A M

ÁX

IMA

9.3.2 Transformadores de distribución

Análisis de cargabilidad de los transformadores de distribución

RANGO RANGO DE

CARGABILIDAD (%) CANTIDAD DE

TRANSFORMADORES

CAPACIDAD DE TRANSFORMACIÓN

(MVA)

R1 0 – 10

R2 11 – 20

R3 21 – 30

R4 31 – 40

R5 41 – 50

R6 51 – 60

R7 61 – 70

R8 71 – 80

R9 81 – 90

R10 91 – 100

R11 101 – 110

R12 > 110

9.3.3 Cargabilidad en líneas y redes

a) Cargabilidad de la líneas de nivel de tensión 3 y 4

OPERACIÓN NORMAL CONDICIÓN EMERGENCIA

CÓDIGO CREG

NIVEL DE

TENSIÓN LONGITUD CAPACIDAD

RANGO DE CARGA

CAPACIDAD RANGO DE

CARGA

b) Cargabilidad de las redes de nivel de tensión 2

63


OPERACIÓN NORMAL

CÓDIGO CREG

NIVEL DE TENSIÓN

LONGITUD CAPACIDAD RANGO DE

CARGA

9.3.4 Análisis de corto circuito del sistema

MONOFÁSICO TRIFÁSICO

CÓ

DIG

O C

RE

G

SU

BE

ST

AC

IÓN

CA

PA

CID

AD

DE

CO

RT

O C

IRC

UIT

O

(KA

)

NIV

EL

DE

CO

RT

O

CIR

CU

ITO

DE

L

SIS

TE

MA

(K

A)

PO

RC

EN

TA

JE

17

CA

PA

CID

AD

DE

CO

RT

O C

IRC

UIT

O

(KA

)

NIV

EL

DE

CO

RT

O

CIR

CU

ITO

DE

L

SIS

TE

MA

(K

A)

PO

RC

EN

TA

JE

9.3.5 Posibilidades de ampliación y reconfiguración de las subestaciones

a) Criterios de clasificación

CRITERIO ASPECTOS

INVOLUCRADOS18

DESCRIPCIÓN

Baja Aspecto 1

Aspecto 2

Aspecto n

Medio

Alta

b) Listado de subestaciones

CÓDIGO CREG SUBESTACIÓN

CRITERIO ASIGNADO OBSERVACIONES

17

Cociente entre el nivel de corto circuito del sistema en este punto y la capacidad de cortocircuito presente en la subestación.

18 Puede presentarse más de un aspecto analizado para cada criterio. Se deben informar cada uno de los

aspectos involucrados.

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