matriz de observaciones al proyecto de regulación …...distribuida en una red de bajo voltaje...

Entidad Documento No. Numeral Texto Original Texto propuesto Observación Resolución de la Observación Respuesta

Empresa Eléctrica Regional del Sur

S.A.

Oficio Nro. EERSSA-PREJEC-2020-0009-OF

03 de enero de 20201 6 Es de capacidad nominal menor a 10 MW. 10 MW para empresas y para consumidor de capacidad nominal menor a 1 MW No se acoge la observación

La generación distribuida se lo ha caracterizado que sea de una capacidad nominal

de hasta 10 MW.

Lo que se ha particularizado es que los consumidores solo puedan desarrollar

centrales de hasta 1 MW, y las empresas hasta de 10 MW.


S.A.


03 de enero de 20202 7

PERSONAS NATURALES O JURÍDICAS QUE PUEDEN DESARROLLAR GENERACIÓN

DISTRIBUIDAEn Definiciones, definir PPS No se acoge la observación

Se ha reeditado el texto de la Regulación, y en la nueva versión ya no se hace

referencia a los PPS, por lo tanto, ya no es necesario definir el término PPS.


S.A.


03 de enero de 20203 10,1 Máxima capacidad nominal de CGDs a instalarse por Distribuidora

En algunas áreas de servicio de las distribuidoras con potencial de instalar CDGs

con ERNC, se limita el potencial para posibles soluciones de demanda distribuida

en sus redes

En el mismo numeral 10.1 del proyecto de Regulación se establece que si son

proyectos de generación distribuida contemplados en el PME (que serían

propuestos por las propias Distribuidoras para resolver problemas de

abastecimiento de la demanda, de calidad del servicio o de confiabilidad), no existe

restricción en cuanto a la capacidad acumulada que podría instalarse.

El 3% de capacidad máxima a instalarse en generación distribuida aplica

exclusivamente para centrales que sean instaladas por consumidores regulados, o

para empresas que quieran instalar CGDs para abastecer a Grandes

Consumidores. El objeto de este límite es evitar una diferencia importante en los

costos de generación que pagaría cada distribuidora, considerando el principio de la

tarifa única establecido en la LOSPEE.


S.A.


03 de enero de 20204 11.3.3 Para solicitudes de factibilidad de conexión de consumidores

El esquema no se ajusta a un sistema general, para ciertos casos de consumidores

no es necesario el inversor. El elemento de protección además debería tener las

funciones de corte y maniobra. El diagrma no se ajusta para esquemas en medio

voltaje y medición indirecta..

Se da respuesta a observación Se ha realizado una descripción más detallada de los esquemas de conexión.

Empresa Eléctrica Ambato

Regional Centro Norte S.A.

Memorando Nro. EEASA-PE-2020-0001-M

03 de enero de 20201

10.2 Máxima Capacidad de

CGDs a instalarse en las

redes de bajo voltaje

Se debe agregar que la restricción del valor sea positivo en la capacidad disponible

del transformador que alimenta la red de bajo voltaje (diurna)

No se acogen el texto propuesto y la

observación

Lo que se calcula con las ecuaciones (1) y (2) incluidas en el proyecto de

Regulación es la máxima capacidad de generación que se pudiera agregar a una

red de bajo voltaje de tal forma que no cause un flujo de corriente en sentido inverso

por el transformador de distribución durante las horas diurnas, por lo tanto, para

asegurar esta condición, la capacidad instalada en centrales de generación

distribuida en una red de bajo voltaje deberá ser menor o igual que la demanda

mínima registrada en los bornes de bajo voltaje del transformador de distribución.

Si es una central solar sin capacidad de almacenamiento, lo que se requiere

verificar es la capacidad disponible de la red en horas diurnas pues su generación

solo se limitará a dicho horario.

Para cualquier otra tecnología, o para centrales solares con capacidad de

almacenamiento, la generación puede darse en cualquier hora del día, por lo tanto,

adicionalmente se hace necesario verificar la capacidad disponible de la red en

horario nocturno. La capacidad de generación que se podrá instalar en este caso

será la menor de las dos capacidades disponibles de la red (diurna y nocturna).

Considerando lo manifestado, se procederá a renombrar al término CDBV-D, pues

no corresponde a la capacidad disponible del transformador de distribución, sino a

la capacidad máxima para generación distribuida disponible en la red de bajo

voltaje.






CGDs a instalarse en las

redes de bajo voltaje

Se debe agregar que la restricción del valor sea positivo en la capacidad disponible

del transformador que alimenta la red de bajo voltaje (nocturna)

No se acogen el texto propuesto y la

observación








Si es una central solar sin capacidad de almacenamiento, entonces lo que se

requiere verificar es la capacidad disponible de la red en horas diurnas pues su

generación solo se limitará a dicho horario.






Considerando lo manifestado, se procederá a renombrar al término CDBV-N, pues

no corresponde a la capacidad disponible del transformador de distribución, sino a

la capacidad máxima disponible para generación distribuida en la red de bajo

voltaje.






CGDs a instalarse en

alimentadores de medio

voltaje

CLMV Capacidad de la línea de medio voltaje a la que se desea conectar la CGD CLMV: Metodología de Cáculo Se debe definir la metodología de cálculo del parámetro de capacidad de la línea No se acoge la observación

En la Regulación no se establecerá la metodología de cálculo. Será la Distribuidora

a la que le corresponda definir la capacidad disponible de la línea de medio voltaje,

sobre la base de análisis o estudios técnicos que considere pertinente.

Corporación para la Investigación

EnergéticaOficio CIE-001-2020 1 6 Última viñeta No incluye a las centrales de propiedad de autogeneradores ni a los generadores de emergencia.

Sin embargo en las definiciones "Certificado de Calificación" se habla de

autogeneradores.Se da respuesta a observación

La definición de "Certificado de Calificación" señala que dicho documento se otorga

a un "consumidor" que va a instalar una central para autoabastecimiento.

En dicha definición no se señala a los "autogeneradores".

El tratamiento de los autogeneradores no forma parte del objeto y alcance de la

Regulación de Generación Distribuida., sino que será abordado en una Regulación

específica.


EnergéticaOficio CIE-001-2020 2 7 Literal c)

Empresas de Generación Privadas o de la Economía Popular y Solidaria, para el desarrollo de

proyectos basados en ERNC, que hayan sido identificados, estudiados y propuestos por ellas, para

el abastecimiento de la demanda de grandes consumidores, y que, del análisis efectuado por el

MERNNR, se haya evaluado que su ejecuci o afecta a la planificación sectorial.

Es limitante abastecer la demanda de grandes consumidores. Los generadores

privados podrían vender la energía a otros consumidores o a la empresa eléctrica

distribuidora sobre la cual están conectados

Se acoge la observación

En efecto, en conformidad con lo establecido en el Art. 22 del Reglamento de la

LOSPEE, los generadores privados o de la economía popular y solidaria podrán

vender sus potenciales excedentes a las distribuidoras, y en ese sentido, en el

numeral 19.3 del proyecto de Regulación se establece tal posibilidad de que estos

generadores puedan vender sus excedentes a la demanda regulada y los términos

en que se daría dicha venta.

Sin prejuicio de lo señalado en el párrafo anterior, adicionalmente se va a realizar

una aclaracion al respecto en el literal c) del numeral 7 del proyecto de Regulación.

RESPUESTA

Matriz de observaciones al proyecto de Regulación

«Marco normativo para la participación de la Generación Distribuida»

Difusión Externa

REVISIÓN


RESPUESTA



Difusión Externa

REVISIÓN


EnergéticaOficio CIE-001-2020 3 8 Viñeta 3

Las Empresas de Generación Privadas o de Economía Popular y Solidaria, interesadas en la

construcción y operación de CGDs identificadas, estudiadas y propuestas por éstas, ante el

Ministerio rector del sector eléctrico, en conformidad con el procedimiento y requisitos que esa

entidad establezca.

En primer lugar, los requisitos y procedimientos debería ser muy simples, en

segundo lugar ¿por qué no se los pone en esta misma regulación y no se espera

que el Ministerio las establezca? El procedimiento y requisitos debería

estar constando en esta misma regulación. No hay para qué esperar a que se

emitan nuevas normas. La simplicidad es un imperativo.

No se acoge la observación

De acuerdo a lo establecido en el Art. 12, numeral 11 de la Ley Orgánica del

Servicio Público de Energía Eléctrica, es el Ministerio rector del sector eléctrico la

entidad que tiene la atribución de otorgar los títulos habilitantes para el ejercicio de

las actividades del sector eléctrico.

La ARCONEL no puede establecer, a través de Regulación, un procedimiento

administrtaivo para un proceso que es de competencia del Ministerio.


EnergéticaOficio CIE-001-2020 4 10.1 Párrafo 1

La capacidad nominal acumulada de CGDs para las cuales una Distribuidora podrá autorizar la

conexión a sus redes eléctricas, para los casos señalados en los literales c) y d) del numeral 7 de

esta Regulación, no será mayor que el 3% de la demanda máxima de la Distribuidora registrada en

el año inmediato anterior a la ha de solicitud de la factibilidad de conexión. Para el cálculo de dicha

capacidad nominal acumulada, la Distribuidora considerará la capacidad nominal de las CGDs para

las cuales se obtenga la factibilidad de conexión a partir de la vigencia de la presente Regulación, y

que la misma se encuentre vigente a la fecha de cálculo, sea que las empresas o consumidores

cuenten o no con un Título Habilitante o Certificado de Calificación, según corresponda.

No se comprende la razón de esta restricción Se da respuesta a la observación

El límite del 3% aplica exclusivamente para centrales que no provengan del PME, y

que estén habilitadas para vender sus excedentes a la demanda regulada

(Distribuidoras).

Este límite se hace necesario por lo siguiente:

1) Evitar que se produzcan diferencias importantes en los costos de generación que

asume cada Distribuidora, que podría generar una distorsión en el concepto de

precio único de generación, considerando que a las centrales menores a 1 MW,

que se espera que sean las que tengan mayor desarrollo, se les otorgará la

condición preferente de que puedan vender exclusivamente a la Distribuidora a

cuyas redes se encuentra conectada.

2) No comprometer a la demanda regulada a comprar energía a precios que

podrían no necesariamente ser eficientes al no ser el resultado de un proceso

competitivo (PPS);

3) Evitar que los costos de distribución y transmisión sean asumidos por un

universo menor de consumidores regulados (los que no disponen de una CGD),

pues, en conformidad con lo previsto en el proyecto de Regulación, el consumidor

que instale una CGD dejaría de cancelar la parte correspondiente a los

componentes del costo de distribución y transmisión, por la energía que no sea

requerida de la red.



No habrá restricción en cuanto a la capacidad nominal máxima de CGDs que una Distribuidora

podrá autorizar a conectarse a sus redes eléctricas, mediante el otorgamiento de la factibilidad de

conexión, para los casos señalados en los literales a) y b) del numeral 7 de esta Regulación.

En ningún caso debería haber restricción reglamentaria, salvo que exista una

razón técnica demostrada.No se acoge la observación Considerar la respuesta dada a la observación Nro. 4.



La vigencia de la factibilidad de conexión otorgada por la Distribuidora se sujetará a los términos

establecidos en los siguientes numerales.

La factibilidad de conexión debería estar vigente siempre a no ser que cambien

las condiciones técnicas o el proponente desista de realizar el proyecto.

Por lo general la generación distribuida se conecta a la red de baja tensión cuando

son proyectos muy pequeños (en el orden de decenas de kilovatios o incluso

menos) o a la red de media tensión (centenas de kilovatios). En ningún caso se

debería tener un título habilitante. Bastaría un registro en tensión.

Se acoge parcialmente la observación

1) Se realizará una revisión de las condiciones para las cuales estará vigente la

factibilidad de conexión.

2) Para el caso de "empresas" que desarrollen proyectos de generación, la única

forma para habilitar su participación en el sector eléctrico, en conformidad con lo

establecido en la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica -LOSPEE,

es a través de un Título Habilitante (Autorización de Operación para empresas

públicas y de economía mixta, y Contratos de Conseción para empresas privadas o

de la economía popular y solidaria).

La LOSPEE no establece la posibilidad de participación en el sector eléctrico, sin

Titulo Habilitante, para el caso de empresas.

Para el caso de consumidores regulados se ha incorporado el concepto de

Certificado de Calificación sobre la base de lo establecido en el Art. 24 de la

LOSPEE.


EnergéticaOficio CIE-001-2020 7 13 Literal d)

El consumidor será responsable de tramitar y obtener ante la autoridad competente, y mantener

vigentes, los permisos o certificados ambientales que corresponda para la implementación y

operación de la CGD, así como la autorización del uso del agua (para el caso de centrales

hidroeléctricas), no obstante, no formarán parte de los requisitos exigibles por la Distribuidora.

Las pequeñas hidroeléctricas usan (no consumen) pequeñas cantidades de agua.

El procedimiento ante la SENAGUA debería ser muy expedito. Es labor de las

autoridades eléctricas el coordinar con la SENAGUA para que esto ocurra. En el

caso de canales de riego se puede usar el recurso (caudal y diferencia de nivel) sin

limitar el uso para riego, único factor que debe ser tomado en cuenta.

Se da respuesta a observación

La facultad y responsabilidad en cuanto al otorgamiento de la concesión para el uso

del agua son exclusivas de la SENAGUA.

El numeral 13 del proyecto de Regulación hace referencia al trámite para el

otorgamiento del Certificado de Calificación, a Consumidores Regulados. No se

considera, desde el punto de vista regulatorio, que la ARCONEL coordine con la

SENAGUA el trámite para el otorgamiento de la concesión de uso del agua, pues

no son proyectos de interés nacional, sino de interés particular para

autoabastecimiento de un consumidor regulado.


EnergéticaOficio CIE-001-2020 8 15.1 Literal a)

La energía producida por centrales hidroeléctricas será remunerada al costo variable de producción

establecido en la normativa correspondiente.Se debe citar la normativa No se acoge la observación

Actualmente está en proceso de desarrollo la regulación que normará el régimen de

las transacciones comerciales de electricidad, en la cual se abordará lo relacionado

al costo variable de producción.

Al no haberse expedido todavía dicha normativa no se puede hacer referencia

explícita a la misma.


EnergéticaOficio CIE-001-2020 9 15.1 Literal b)

La energía producida por centrales no hidroeléctricas será remunerada al costo variable de

producción declarado al CENACE en conformidad con lo establecido en la normativa vigente.Idem No se acoge la observación Considerar la respuesta dada a la Observación Nro. 8


EnergéticaOficio CIE-001-2020 17.1 Último párrafo

Las EGDHs propietarias de CGDs de capacidad nominal instalada menor a 1 MW, remitirán a la

Distribuidora, hasta las 10:00 de cada día, la programación de la potencia diaria/horaria a ser

despachada dos días después, con el objeto de que la Distribuidora calcule la proyección de las

demandas que se reflejarán en los puntos de conexión del sistema de distribución al sistema de

transmisión, y que serán reportadas al CENACE un día antes de la operación en tiempo real, en

conformidad con la normativa vigente.

Las plantas pequeñas por lo general operan sin personal altamente calificado, por

lo que esta regulación resulta excesiva. Además la potencia y energía inyectada al

sistema de la distribuidora es absolutamente marginal y no debe alterar el equilibrio

de la demanda. Sería como exigir a un consumidor reportar diariamente en el caso

de que deba entrar a operar un motor, por ejemplo de 100kW.

Se acoge la observaciónSe procederá a eliminar el párrafo en el cual se hace referencia a la citada

obligación.


EnergéticaOficio CIE-001-2020 10 17.2.1 Primer párrafo

El despacho de una CGD menor a 1 MW, basada en combustibles fósiles, operada por una EGDH,

será coordinado por la Distribuidora a cuyo sistema eléctrico se encuentre conectada.Se supone que se tratan de centrales que NO utilizan combustibles fósiles. Se da respuesta a observación

La Regulación no restringe el desarrollo de centrales que utilicen combustibles

fósiles. Es posible que la Distribuidora, como resultado de su planificación,

identifique la necesidad de instalar una central térmica basada en este tipo de

combustibles, por la firmeza que puede proporcionarle, para resolver problemas de

calidad o seguridad de su sistema de distribución.


EnergéticaOficio CIE-001-2020 11 18.1 Segundo párrafo

En concordancia con lo establecido en la LOSPEE y su Reglamento General, los bienes de las

CGDs operadas por EGDHs privadas y de la economía popular y solidaria que hayan suscrito un

Contrato de Concesión, y las EGDHs de economía mixta que dispongan de una Autorización de

Operación, serán revertidos y transferidos al Estado ecuatoriano al final del período de concesión,

sin costo alguno. En caso el Ministerio rector del sector eléctrico determine que los bienes no

convienen a los intereses nacionales, se reserva el derecho de no recibir los bienes afectos, y estos

serán retirados por la EGDH a su costo, en sujeción a lo que establezca la Autoridad Ambiental

competente, y en conformidad al procedimiento que se estipule en el Título Habilitante.

Este concepto (reversión de los bienes al estado) puede estar bien para centrales

grandes o medianas al final de un período de concesión relativamente largo. Pero

para microcentrales, que es el caso de la generación distribuida no es apropiado,

Se espera que la generación distribuida sea una industria de alto crecimiento y por

lo tanto cabe esperar que existan cientos de plantas pequeñas con diversidad de

tecnología: hidro, biomasa, solar, viento, etc. El estado se vería en problemas si

tendría que hacerse cargo, después de algunos años, de tanta variedad de plantas.

Finalmente se perderían. La propiedad de estas plantas debe ser fácilmente

transferible por venta, leasing o arrendamiento. Solamente notificando a la

Distribuidora en la que está registrada, o al ARCONEL de ser el caso.


Tanto la LOSPEE como su Reglamento General establecen la obligación de que las

centrales de generación de empresas de economía mixta, privadas, y de la

economía popular y solidaria sean revertidas al Estado. No se establece alguna

excepción.

De todas formas, la misma LOSPEE y su Reglamento General abren la posibilidad

de que, en caso de que los bienes no convengan a los intereses nacional, el Estado

se reserva el derecho de no recibirlos, y estos deben ser retirados a costo de la

empresa.

Las condiciones que se establecerían para el efecto, según lo determine el

MERNNR, se incorporarían en el Título Habilitante, más no es un tema que debe

ser regulado.


EnergéticaOficio CIE-001-2020 12 19.1 Segundo párrafo

Las EGDHs públicas propietarias de CGDs de capacidad nominal instalada menor a 1 MW

venderán toda su energía generada a la Distribuidora a cuyas redes se encuentre

conectada, a través de un CRCD.

Parece bien!


RESPUESTA



Difusión Externa

REVISIÓN


EnergéticaOficio CIE-001-2020 13 19.2 Tercer párrafo

En los contratos regulados o en el CRCD que la EGDH suscriba con la/las Distribuidora(s), se

considerará un solo cargo variable, en USD/MWh, con el cual se determinará los valores que la/las

Distribuidora(s) pagarán a la EGDH por la energía a ellas entregada. El cargo variable corresponderá

al Costo Nivelado de la Energía – LCOE, el cual será calculado aplicando la metodología que

apruebe la ARCONEL.

El LCOE corresponde a la relación de las inversiones actualizadas con una tasa y la

producción de energía también actualizada con la misma tasa. El Departamento de

Energía USA (NREL) tiene un método de cálculo fácil de usar:

http://www.nrel.gov/analysis/tech_lcoe.html

ARCONEL debería explicitar la metodología y los valores para cada una de las

tecnologías de generación.Se desconoce cuál es la metodología para calcular el

LCOE y cuando serán mostrados los valores por el ARCONEL. Se sugiere tomar

en cuenta la siguiente wiki metodología:

https://en.wikipedia.org/wiki/Cost_of_electricity_by_source

SE da respuesta a observación La metodología ya fue aprobada por ARCONEL


EnergéticaOficio CIE-001-2020 14 20.2 Segunda viñeta

Las EGDHs propietarias de CGDs de capacidad menor a 1MW que solo hayan suscrito contratos

regulados o un CRCD, instalarán el equipamiento primario y los medidores registradores que

cumplan con las especificaciones establecidas

en la Regulación Nro. ARCONEL 001/16, Sistema de Medición Comercial – SISMEC – del

Sector Eléctrico Ecuatoriano, o la que la sustituya, con la particularidad de que los protocolos

de comunicación para mediciones remotas, se sujetarán a las especificaciones que establezca la

Distribuidora

Pueden haber casos en que la generación se conecta en la cola de un primario de

distribución ubicado en zona remota y es imposible realizar mediciones remotas.

En estos casos se podría pensar en la lectura de los medidores en sitio del mismo

modo que se realiza con los consumidores rurales.


De la experiencia que ARCONEL ha tenido en relación a la implementación de

sistemas de medición comercial, incluso en centrales pequeñas ubicadas en sitios

lejanos, no se ha advertido, hasta el momento, dificultades teconológicas para

implementar los equipos y sistemas necesarios para realizar las mediciones

remotas.

Empresa Eléctrica QuitoMemorando Nro. EEQ-GG-2020-0003-ME


Una central de generación de energía eléctrica es considerada como generación distribuida si

cumple los siguientes principios:

Es de capacidad nominal menor a 10 MW.

No hay modificaciónConsulta: ¿En base a qué regulación, estudio o literatura se toma el valor de

capacidad mencionada (10 MW)? Se da respuesta a observación

El proyecto de Regulación está proponiendo que las centrales de generación

distribuida sean aquellas que se conecten a redes de bajo voltaje y a alimentadores

de medio voltaje. Considerando esta premisa se efectuó un análisis estadístico de

los calibres de los conductores típicos que son instalados en las redes de medio

voltaje y de los voltajes de operación, estableciéndose que el mayor porcentaje de

los alimentadores de medio voltaje estarían en capacidad de admitir centrales de

generación de hasta 10 MW. De todas formas se recuerda que la capacidad

máxima que una Distribuidora podrá autorizar a conectarse a su sistema eléctrico

estará sujeta al análisis de factibilidad que se describe en el mismo proyecto de

Regulación.



Las CGDs podrán ser desarrolladas por las siguientes personas naturales o jurídicas:

a) Empresas Públicas o Mixtas habilitadas para realizar la actividad de generación, para el desarrollo

de proyectos específicos que constan en el PME.

No hay modificaciónConsulta: ¿Existe una normativa legal vigente en el país sobre la conformación de

una Empresa Mixta ?


04 de enero de 20203 7 - Literal b)


proyectos específicos basados en fuentes de ERNC que constan en el PME, sin que medie un PPS;

tal condición de delegación será considerada como preferente por tratarse de proyectos de

generación distribuida basados en fuentes de ERNC.

Empresas de Generación Privadas o de la Economía Popular y Solidaria, para el

desarrollo de proyectos específicos basados en fuentes de ERNC que constan en

el PME, sin que medie un PPS; tal condición de delegación será considerada

como preferente por tratarse de proyectos de generación distribuida basados en

fuentes de ERNC.

En la primera página de la regulación se encuentra la frase "Procesos Públicos de

Selección", que se da entender que su acrónimo es PPS. Por lo tanto se debe

colocar dicho acrónimo en la parte 5 de las siglas



referencia a los PPS, por lo tanto, ya no es necesario incluir en la Regulación el

significado de las siglas PPS.


04 de enero de 20204 7 - Literal b)


proyectos específicos basados en fuentes de ERNC que constan en

el PME, sin que medie un PPS; tal condición de delegación será considerada como preferente por

tratarse de proyectos de generación distribuida basados en fuentes de ERNC.

No hay modificaciónSolicitud: Se debería emitir una normativa que regule la asignación del desarrollo

de proyectos específicos basados en fuentes de ERNC que constan en el PME.Se da respuesta a la observación

La entidad competente para el otorgamiento de Títulos Habilitantes, para el

desarrollo de las actividades de generación, transmisión y distribución y

comercialización, en el sector eléctrico, de acuerdo a la LOSPEE, es el Ministerio

de Energía y Recursos Naturales no Renovables, por lo tanto, corresponderá a

dicha entidad emitir los procedimientos que considere pertinente para delegar a las

empresas de generación la ejecución de cualquier tipo de proyecto.


04 de enero de 20205 10.1




el año inmediato anterior a la fecha de solicitud de la factibilidad de conexión.

No hay modificación

Consulta: ¿Por qué la restricción de un 3% de de la demanda máxima de la

Distribuidora registrada en el año inmediato anterior?. La mencionada restricción

tendría afectación directa en distribuidoras con demandas bajas (EE. Azogues, EE.

Galapagos, donde no podrá aprobarse en el caso mas de 1MW o 300kW en el

otro).

Se da respuesta a la observación



(Distribuidoras).










competitivo (PPS);








04 de enero de 20206 10.2

La Distribuidora deberá iniciar el trámite para el análisis de la factibilidad de conexión de una nueva

CGD, a las redes de bajo voltaje, siempre y cuando se cumpla que:

Una vez que se ingresó la solictitud de factibilidad por parte EPGD o EGDH a la

Distribuidora, esta deberá iniciar el trámite para el análisis de la factibilidad de

conexión de una nueva CGD, a las redes de bajo voltaje1, siempre y cuando se

cumpla que:

En el texto original da entender que el trámite en si lo INICIA la distribuidora.

Debe ser más explicito.Se acoge la observación Se realizará el ajuste respectivo.


04 de enero de 20207 10.2

DminBV-D Demanda mínima registrada en bornes de bajo voltaje del transformador que alimenta

a la red de bajo voltaje, en los últimos 12 meses, en horas diurnas (De 06:00 a 18:00)

DminBV-D Demanda mínima registrada en bornes de bajo voltaje del

transformador que alimenta a la red de bajo voltaje, con una medición de al

menos 7 días realizada dentro de los últimos 12 meses, en horas diurnas (De

06:00 a 18:00)

La obtención de este parámetro en la mayoria de los casos será inaplicable ya que

de la manera en la cual está redactado implica tener medición totalizadora en todos

los transformadores de la red, lo cual ninguna empresa distribuidora del país

cuenta en su totalidad

Se acoge la observación Se realizará el ajuste respectivo.


04 de enero de 20208 10.2

DminBV-N Demanda mínima registrada en bornes de bajo voltaje del transformador que alimenta

a la red de bajo voltaje, en los últimos 12 meses, en horas diurnas (De 06:00 a 18:00)

DminBV-N Demanda mínima registrada en bornes de bajo voltaje del

transformador que alimenta a la red de bajo voltaje, con una medición de al

menos 7 días realizada dentro de los últimos 12 meses, en horas diurnas (De

06:00 a 18:00)

La obtención de este parámetro en la mayoria de los casos será inaplicable ya que

de la manera en la cual está redactado implica tener medición totalizadora en todos

los transformadores de la red, lo cual ninguna empresa distribuidora del país

cuenta en su totalidad



04 de enero de 20209 10.3 CLMV Capacidad de la línea de medio voltaje a la que se desea conectar la CGD

CLMV Capacidad mínima de conductores de la red de medio voltaje a la que se

desea conectar la CGD, considerando todos los tramos de la troncal desde la

subestación hasta el punto de conexión de la CGD

En el caso de las redes de alimentadores primarios, estos a diferencia de las lineas

de transmisión NO tienen un solo calibre de conductor en todo su recorrido

pudiendo ser de 500MCM a 4AWG, los cuales cuentan con una diferencia muy

grande es su capacidad, por lo que es necesario especificar a que capacidad se

refiere (a la del 500MCM de la salida del alimentador primario o a la del 4AWG que

se puede presentar en alguna parte del trayecto de la troncal primaria)




11.1 Solicitud de factibilidad

de conexión de una central de

GD

En este Formulario se consignan los datos generales del Proponente, de la CGD prevista a

instalarse, así como del punto de la red donde se prevé conectar la CGD. En el formulario la

Distribuidora hará constar la fecha de recepción del mismo. Adicionalmente la Distribuidora asignará

a la solicitud un Código Único de Trámite, con el cual el Proponente podrá realizar las consultas y

seguimiento sobre el estado de avance de su solicitud, ya sea de manera presencial o vía Web.

No hay modificaciónConsulta: ¿Cuál es el formato y/o nomenclatura del Código Único de Trámite? O

queda a disposición de la DistribuidoraSe da respuesta a observación Cada Distribuidora definirá la nomenclatura del código


RESPUESTA



Difusión Externa

REVISIÓN


04 de enero de 202011 11.3.1.1.

La Distribuidora, dentro de un plazo de siete (7) días contados a partir de la recepción

de la solicitud, otorgará al Proponente, sin más trámite, la factibilidad de conexión en la que se

establecerá el esquema de conexión, las características de los equipos de

seccionamiento y protección requeridos para la conexión, y las condiciones de operación que deberá

cumplir la CGD en régimen de operación normal y de falla de la red de distribución.

La Distribuidora, dentro de un plazo de ventiún (21) días contados a partir de la

recepción

de la solicitud, otorgará al Proponente, sin más trámite, la factibilidad de conexión

en la que se establecerá el esquema de conexión, las características de los

equipos de

seccionamiento y protección requeridos para la conexión, y las condiciones de

operación que deberá cumplir la CGD en régimen de operación normal y de falla

de la red de distribución.

En concordancia a lo señalado para el numeral 10.2 es inaplicable dicho plazo ya

que para realizar cualquier análisis es necesario realizar un registro de demanda a

nivel de bornes de baja de un transformador, dentro del cual solo el periodo de

medición para obtener un registro confiable es de siete (7) días a ello hay que

sumar el periodo de instalación, retiro, procesamiento y generación de informes,

adicionalmente hay que considerar que con la Regulación ARCONEL 005/18, el

incremento de mediciones en BV no permitirá tener equipos disponibles para este

fin.

Se acoge parcialmente el texto

propuesto

Se analizará el plazo prudente para que la Distribuidora otorgue la factibilidad de

conexión en estos casos, considerando lo señalado en la observación.


04 de enero de 202012 11.3.1.2.

La Distribuidora evaluará preliminarmente el desequilibrio de voltaje que la operación de la CGD

causaría en la red de bajo voltaje o en la línea de medio voltaje a la cual se vaya a conectar; si el

incremento del desequilibrio de voltaje que causaría la incorporación de la CGD es menor al 3%, la

Distribuidora otorgará al Proponente, sin más trámite, dentro de un plazo de siete (7) días contados

a partir de la recepción de la solicitud, la factibilidad de conexión en la que se establecerá el

esquema de conexión, las características de los equipos de seccionamiento y protección requeridos

para la conexión, y las condiciones de operación que deberá cumplir la CGD en régimen de

operación normal y de falla de la red de distribución.

La Distribuidora evaluará preliminarmente el desequilibrio de voltaje que la

operación de la CGD causaría en la red de bajo voltaje o en la línea de medio

voltaje a la cual se vaya a conectar; si el incremento del desequilibrio de voltaje

que causaría la incorporación de la CGD es menor al 3%, la Distribuidora otorgará

al Proponente, sin más trámite, dentro de un plazo de ventiún (21) días contados

a partir de la recepción de la solicitud, la factibilidad de conexión en la que se

establecerá el esquema de conexión, las características de los equipos de



de la red de distribución.

En concordancia a lo señalado para el numeral 10.2 es inaplicable dicho plazo ya

que para realizar cualquier análisis es necesario realizar un registro de demanda a

nivel de bornes de baja de un transformador, dentro del cual solo el periodo de

medición para obtener un registro confiable es de siete (7) días a ello hay que

sumar el periodo de intalación, retiro, procesamiento y generación de informes,

adicionalmente hay que considerar que con la Regulación ARCONEL 005/18, el

incremento de mediciones en BV no permitirá tener equipos disponibles para este

fin.


propuesto

Se analizará el plazo prudente para que la Distribuidora otorgue la factibilidad de

conexión en estos casos, considerando lo señalado en la observación.


04 de enero de 202013 11.3.1.3.

La Distribuidora podrá elaborar los estudios ante requerimiento del Proponente, y los

costos deberán ser reconocidos por el Proponente.No hay modificación

A fin de evitar especulación por parte de algún interesado y apegados a las leyes y

regulaciones antisoborno es necesario que ARCONEL regule los costos a ser

reconocidos por el Proponente a la Distribuidora, o que se fije una tasa en función

de la capacidad CGD y de los estudios requeridos por el servicio.


La Distribuidora es solo una opción que tiene el Proponente para contratar la

elaboración de los estudios. El Proponente, sobre la base de las ofertas de la

Distribuidora y de los profesionales en libre ejercicio, optará por la alternativa que

considere más favorable a sus intereses. Al existir espacio para la competencia, no

se hace necesario regular los precios que la Distribuidora cobraría al Proponente.


04 de enero de 202014 11.5.1.2.

Una vez que una EPGD pública, de economía mixta, privada o de la economía popular y solidaria,

suscriba un Título Habilitante, la factibilidad de conexión se mantendrá vigente mientras esté

vigente el Título Habilitante.

Una vez que una EPGD pública, de economía mixta, privada o de la economía

popular y solidaria, suscriba un Título Habilitante, la factibilidad de conexión se

mantendrá vigente mientras esté vigente el Título Habilitante.

La Distribuidora podrá modificar dicha factibilidad debido a cambios significativos

de la red de distribución, mientras no se realice la incorporación de la CGD al

sistema.

Debido al dinamismo de la red de distribución de medio y bajo voltaje, no es posible

para las distribuidoras asegurar que las condiciones de operación de la red se

mantengan por períodos de mayores a un (1) año, por lo tanto es necesario se

definan ajustes en puntos de conexión y equipamiento de protección, esto no

implica bajo ningún concepto que se le negará una factibilidad de conexión

previamente ya aprobada, solamente para asegurar la correcta operación de la red

se podrá modificar el sistema de protección o la denominación del punto de

conexión por modificación en la alimentación principal, (ejm: cuando se realice una

transferencia de carga permanente en el que intervenga el alimentador al cual se le

haya otrogado la factibilidad de conexión, el mismo cambiará de denominación).

Se acoge parcialmente la observación Se revisará los aspectos a observarse en caso la Distribuidora requiera modificar las

condiciones de la factibilidad de conexión.



Disposiciones Transitorias

Primera

En un término de 90 días contados a partir de la aprobación de esta Regulación, el CENACE y las

Distribuidoras implementarán o adecuarán sus procesos, sistemas de gestión de información y

página Web a fin de que se adapten a las disposiciones establecidas en esta Regulación, según les

corresponda.

En un término de 120 días contados a partir de la aprobación de esta Regulación,

el CENACE y las Distribuidoras implementarán o adecuarán sus procesos,

sistemas de gestión de información y página Web a fin de que se adapten a las

disposiciones establecidas en esta Regulación, según les corresponda.

Se solicita ampliar el plazo a fin de adecuar de mejor manera los procesos, gestión

de la información y página Web, debido a los tiempos en procesos de contratación

de servicios informáticos.



04 de enero de 202016 14.2

En caso se produzcan eventos de fuerza mayor o caso fortuito que provoquen retrasos en la

construcción, y como consecuencia, el retraso del inicio de operación de la CGD, el Proponente

podrá solicitar a la Distribuidora la extensión del plazo para el inicio de la operación, hasta por

noventa (90) días adicionales.

En caso se produzcan eventos de fuerza mayor o caso fortuito que provoquen

retrasos en la construcción, y como consecuencia, el retraso del inicio de operación

de la CGD, el Proponente podrá solicitar a la Distribuidora la extensión del plazo

para el inicio de la operación, según se justifique el motivo del retraso.

El caso de fuerza mayor o caso fortuito no responden necesariamente a plazos

específicos o definidos.Se acoge el texto propuesto Se realizará el ajuste respectivo.


04 de enero de 202017 18.1





sin costo alguno.

No hay modificación

Consulta: ¿Cuando se realice la reversión, los terrenos o propiedades donde esten

ubicadas las CGDs también serán revertidas? ¿Cuáles son los alcances de las

reversiones?


El Art. 140 de la LOSPEE señala que los bienes afectos al servicio público deberán

estar detallados en el acta de constatación física y de registro de bienes afectos.

Adicionalmente el Art. 142 de la LOSPEE establece que el Ministerio de Energía y

Recursos Naturales no Renovables establecerá el tratamiento respecto de los

bienes afectos.

Sobre la base de lo manifestado, corresponderá a la citada Cartera de Estado

establecer los alcances de las reversiones, mas no es un tema que debe ser

abordado en Regulación.

Instituto de Investigación Geológico

y Energético

Oficio Nro. IIGE-IIGE-2020-0010-O


Pag. 7 a) Para centrales solares sin capacidad de almacenamiento a) Para CGDs por fuentes renovables no convencionales sin capacidad de

almacenamiento

Diferenciar sistemas de generación con y sin almacenamiento.

No se acoge el texto propuesto.

No se acoge la obaervación








Si es una central solar sin capacidad de almacenamiento, entonces lo que se

requiere verificar es la capacidad disponible de la red en horas diurnas pues su

generación solo se limitará a dicho horario.







y Energético



Pag. 8 Capacidad disponible, en horario diurno (De 06:00 a 18:00), del transformador que alimenta a la red

de bajo voltaje a la cual se desea conectar la CGD

Capacidad disponible del transformador que alimenta a la red de bajo voltaje a la

cual se desea conectar la CDG, en horas de disponibilidad de recurso

El horario diurno se debe a la generación solar entre esas horas?. La

recomendación es generalizar para cualquier tipo de central de generación

distribuida por fuentes renovables.


Se da respuesta a la observación.Considerar la respuesta dada a la observación No. 1


y Energético



Pag. 8 Demanda mínima registrada en bornes de bajo voltaje del transformador que alimenta a la red de

bajo voltaje, en los últimos 12 meses, en horas diurnas (De 06:00 a 18:00)

Demanda mínima registrada en bornes de bajo voltaje del transformador que

alimenta a la red de bajo voltaje, en los últimos 12 meses, en horas de

disponibilidad de recurso

En horas (De 06:00 a 18:00) únicamente sería para CGD con tecnologías solaresNo se acoge el texto propuesto.



y Energético



Pag. 8 b) Para CGDs no solares, o solares con capacidad de almacenamiento, a más de verificar el

cumplimiento de lo señalado en a), se verificará lo siguiente:

b) Para CGDs por fuentes renovables no convencionales con capacidad de

almacenamiento, se verificará lo siguiente:

Diferenciar sistemas de generación con y sin almacenamiento. No se acoge el texto propuesto.



y Energético



Pag. 8 La suma de capacidades nominales de las CGDs distribuida solares sin capacidad de

almacenamiento:

Sugerencia: Eliminar No aplicaría incluir esto dado que solar se consideraría al igual que todas las CGDs,

incluido en:

Se acoge la observaciónSe procederá a simplificar la ecuación (2) señalada en el numeral 10.2 del proyecto

de Regulación. 𝐶𝐺𝐷𝑠𝐵𝑉−𝑆𝑆𝐴 𝐶𝐺𝐷𝑠𝐵𝑉−𝑁𝑆


RESPUESTA



Difusión Externa

REVISIÓN


y Energético



Pag. 8 Suma de las capacidades nominales de las CGDs no solares, conectadas, o previstas a conectarse

(que disponen de factibilidad de conexión vigente) en la red de bajo voltaje a la cual se desea

conectar la nueva CGD

Suma de las capacidades nominales de las CGDs, conectadas, o previstas a

conectarse (que disponen de factibilidad de conexión vigente) en la red de bajo

voltaje a la cual se desea conectar la nueva CGD

La recomendación es generalizar para cualquier tipo de central de generación

distribuida que pueda incoporarse a la redSe acoge parcialmente el texto

propuesto.

Se acoge parcialmente la observación

Se realizará un ajuste a la ecuación (2) señalada en el numeral 10.2 del proyecto de

Regulación; y, en consecuencia, se ajustará el significado de cada componente de

la fórmula.


y Energético



Pag. 8 Suma de las capacidades nominales de las CGDs solares con capacidad de almacenamiento,

conectadas, o previstas a conectarse (que disponen de factibilidad de conexión vigente) en la red de

bajo voltaje a la cual se desea conectar la nueva central

Suma de las capacidades de almacenamiento de las CGDs, conectadas, o

previstas a conectarse (que disponen de factibilidad de conexión vigente) en la red

de bajo voltaje a la cual se desea conectar la nueva central

Se recomienda que únicamente incluya la capacidad de almacenamiento, la cual

deberá ser determinada y especificada en la presente regulación

No se acoge el texto propuesto


La capacidad de almacenamiento de una central de generación es de tipo

energético, en tanto que la capacidad de potencia de la central está determinada

por la capacidad del inversor en el caso de centrales basadas en esta tecnología; o,

del generador (síncrono/asíncrono), en otros casos.

Lo que se quiere precautelar con las ecuaciones señaladas en (1) y (2) es que, ante

la operación simultánea de todas las centrales de generación, la suma de las

"potencias" de las centrales de generación conectadas a la red de bajo voltaje no

sea superior a la demanda mínima reflejada en los bornes de bajo voltaje del

transformador, de tal forma que no se dé un flujo de corriente en sentido inverso por

el transformador de distribución.


y Energético



Ecuación (2) Se recomienda CGD de forma general y no separar solar del resto

Se acoge la observaciónSe procederá a simplificar la ecuación (2) señalada en el numeral 10.2 del proyecto

de Regulación.


y Energético



Pag. 8 b) Para CGDs no solares, o solares con capacidad de almacenamiento, a más de verificar el

cumplimiento de lo señalado en a), se verificará lo siguiente:

Sugerencia: Eliminar Se recomienda eliminar la opción b), dado que en la ecuación expuesta en la

sugerencia 7, comprende ello. No se acoge la observación Considerar la respuesta dada a la observación No. 1


y Energético



Pag. 8 Demanda mínima: Sugerencia: Incluir la forma de estimación de la demanda mínima Sugerencia: no se conoce como se determina esta demanda en los últimos 12

meses, la cual no tome valores atípicos si se toma el mínimo de todos los datos,

considerados en una serie temporal

Se acoge la observaciónSe incorporarán a la Regulación algunos criterios para que las Distribuidoras

determinen la DminBV-D


y Energético



4 Generador de Emergencia: Grupo de generación de propiedad de una persona natural o

jurídica no habilitada para realizar la actividad de generación, instalado junto a su carga y no

sincronizado a la red del servicio público de energía eléctrica, que permite abastecer de electricidad

a dicha carga, en caso de interrupción del servicio público de energía eléctrica

Generador de Emergencia: Grupo de generación de propiedad de una

persona natural o jurídica, instalado junto a su carga y no sincronizado a la red del

servicio público de energía eléctrica, que permite abastecer de electricidad a dicha

carga, en caso de interrupción del servicio público de energía eléctrica

Se entiende que las personas naturales o jurídicas habilitadas para realizar la

actividad de generación no están impedidas de ser propietarias de generadores de

emergencia (por ejemplo la Regulación CONELEC-003/10 no hace esta distinción

en su definición)


propuesto.

Se acoge la observación

S realizará el ajuste a la redacción a fin de aclarar el concepto de generador de

Emergencia


y Energético



10.4 No se especifica a que corresponde la variable h. Si corresponde a hora no debiera

ir en la fórmula



Las unidades de CAE están en kWh, por lo tanto en el denominador debe constar

la unidad h a fin de que el CGDC esté en kW.


y Energético



Ecuación (8) Se propone esta ecuación que incluye el AÑO, dada la condición de la Energía

mensual facturada al consumidor en cada uno los meses anteriores al mes i dentro

del cual el consumidor realiza la solicitud de factibilidad de conexión


Se da respuesta a la observación.

El sub-índice i solo se refiere al mes dentro del cual el consumidor realiza la

solicitud de factibilidad de conexión. En un momento, i puede ser marzo, en otra

ocasión, i puede ser abril, y así; la idea no es pasar el subíndice a un valor

númerico.

Lo que se quiere indicar es que, a partir del mes i (dentro del cual se realiza la

solicitud de factibilidad de conexión), cualquiera sea este, se tomará la información

de facturación de los 12 meses anteriores, para calcular el Consumo Anual

Estimado de Energía del Consumidor - CAE.

Por ejemplo, si la solicitud de factibilidad de conexión se realiza en el mes de marzo

de 2020, al cual se lo llamará el mes i, para el calculo del CAE se tomará las

energías facturadas de los 12 meses anteriores, es decir, de marzo a diciembre de

2019 y de enero a febrero de 2020, los cuales corresponden a los meses i-1, i-2, i-

3....i-12.


y Energético



Pag. 10 Energía mensual facturada al consumidor en cada uno los meses anteriores al mes i dentro del cual

el consumidor realiza la solicitud de factibilidad de conexión (kWh), con n = [0 11]

Energía mensual facturada al consumidor en cada uno los meses anteriores al mes

i dentro del cual el consumidor realiza la solicitud de factibilidad de conexión

(kWh), con n = [1 12]

El contador n recorre de 1 a 12, no de 0 a 11.

Se acoge el texto propuesto. Se realizará el ajuste respectivo.


y Energético



20.3 Las especificaciones generales del equipo de medición bidireccional se establecen en el

Anexo 5 de esta Regulación.

Las especificaciones generales del equipo de medición bidireccional se establecen

en el

Anexo 5 de esta Regulación.

No se incluye el Anexo 5 en la Regulación

Se acoge la observación Se realizará una revisión de los anexos de la Regulación.


y Energético



Ecuación (16) Considerar formalizar la Ecuación (16) al igual que lo propuesto en la Ecuación (8),

con el fin de que en la sumatoria se reflejen meses positivos en base al periodo de

análisis y se incluya el AÑO de análisis. Además, es muy importante que los

contadores en la sumatoria reflejen los mismos intervalos considerados en la

Ecuación (8), donde n = [1 12]. El -1 corrige que el contador inicie en el mes al

concluir el periodo de consumo i


Se da respuesta a la observación.

El sub-índice i solo se refiere al mes para el cual se va a realizar la liquidación

comercial de la energía. En un momento, i puede ser marzo, en otra ocasión, i

puede ser abril, y así; la idea no es pasar el subíndice a un valor númerico.

Lo que se quiere indicar es que, del mes i, cualquiera sea este, se tomará la

información de los Saldos de Energía Equivalente - SEE, de los últimos 12 meses,

incluyendo el mes de facturación, para calcular el Saldo de Energía Equivalente

Acumulado - SEEA al concluir el mes i.

Por ejemplo, si se quiere calcular el SEEA con corte al mes de marzo de 2020, al

cual se lo llamará el mes i, se tomarán los SEE de los últimos 12 meses, es decir,

de abril a diciembre de 2019 y de enero a marzo de 2020, los cuales corresponden

a los meses i, i-1, i-2....i-11.

Empresa Eléctrica Regional Norte

S.A.

Oficio Nro. EMELNORTE-PE-2020-0028-OF

10 de enero de 20201 4 Definiciones Debería ser en orden numeral 5 Se acoge la observación Siglas y Acrónimos pasará a ser numeral 4 y Definiciones pasará a ser numeral 5


S.A.


10 de enero de 20202 5 Siglas y acrónimos

Debería ser en orden numeral 3; para que se entienda cada una de las

abreviaturas en las definiciones, al igual como se ordena en los demás proyectos

de Regulación.

Se acoge parcialmente la observación Siglas y Acrónimos pasará a ser numeral 4 y Definiciones pasará a ser numeral 5


S.A.


10 de enero de 20203 7 literal b)

No existe en las siglas y acrónimos ni como definición el significado de PPS; a

pesar que en el Reglamento de la LOSPEE; si está definido; debería definirse aquí

tambien en el Proyecto de Regulación.



referencia a los PPS, por lo tanto, ya no es necesario incluir en la Regulación el

significado de las siglas PPS.


S.A.


10 de enero de 20203 11.3.1.2

…........; si el incremento del desequilibrio de voltaje que causaría la incorporación de la CGD es

menor al 3%, la Distribuidora otorgará al Proponente, sin más trámite, dentro de un plazo de siete

(7) días contados a partir de la recepción de la solicitud

…........; si el incremento del desequilibrio de voltaje que causaría la incorporación

de la CGD es menor al 2%, la Distribuidora otorgará al Proponente, sin más

trámite, dentro de un plazo de siete (7) días contados a partir de la recepción de la

solicitud

La Regulación ARCONEL - 005/18 indica que el máximo porcentaje de

desequilibrio es del 2% para todos los niveles de voltaje.

Se acoge el texto propuesto.

Se acoge la observaciónSe realizará el ajuste respectivo.


S.A.


10 de enero de 20204 11.3.1.3 literal d) En un plazo de quince (15) días

Es poco el tiempo para establecer las obras o adecuaciones requeridas para la

conexión a la red de distribuciónSe acoge el texto propuesto Se realizará el ajuste respectivo.


S.A.


10 de enero de 20205 11.3.1.3 literal e) plazo de siete (7) días contados a partir de la recepción de la solicitud

Es poco el tiempo para establecer el esquema de conexión, así como las

características de los equipos de seccionamiento y protección requeridos para la

conexión a la red de distribución.

Se acoge el texto propuesto Se realizará el ajuste respectivo.


S.A.


10 de enero de 20206 14.2 la extensión del plazo para el inicio de la operación, hasta por noventa (90) días adicionales.

El tiempo de extensión en el plazo debería ser concordante con el tiempo que

duren los eventos de fuerza mayor o caso fortuito y que provoquen retrasos en la

construcción, es decir no se debe definir un tiempo máximo.

Se acoge la observación Se realizarán los ajustes respectivos.

𝐶𝐷𝐵𝑉−𝐷 = 𝐷𝑚𝑖𝑛𝐵𝑉−𝐷 −

𝐶𝐺𝐷𝑠𝐵𝑉−𝑁𝑆

+

𝐶𝐺𝐷𝑠𝐵𝑉−𝑆𝐶𝐴

𝐶𝐷𝐵𝑉−𝐷 = 𝐷𝑚𝑖𝑛𝐵𝑉−𝐷 −

𝐶𝐺𝐷𝑠𝐵𝑉−𝑁𝑆

+

𝐶𝐺𝐷𝑠𝐵𝑉−𝑆𝑆𝐴

+

𝐶𝐺𝐷𝑠𝐵𝑉−𝑆𝐶𝐴

𝐷𝑚𝑖𝑛𝐵𝑉−𝐷

𝐶𝐴𝐸 =

𝑛=1

12

𝐸𝐹(𝑖−𝑛) 𝐴 =

𝑛=1

12

𝐸𝐹 𝑖−𝑛 𝐴Ñ𝑂 𝑠𝑖 𝑖 − 𝑛 > 0

𝐵 =

𝑛=1

12

𝐸𝐹 12+𝑖−𝑛 (𝐴Ñ𝑂−1) 𝑠𝑖 (𝑖 − 𝑛) ≤ 0

𝐶𝐴𝐸 = 𝐴 + 𝐵

𝑖ܣܧܧܵ =

𝑛=0

11

𝑆𝐸𝐸(𝑖−𝑛)𝐴 =

𝑛=1

12

𝑆𝐸𝐸 𝑖−𝑛−1 𝐴Ñ𝑂 𝑠𝑖 𝑖 − 𝑛 > 1

𝐵 =

𝑛=1

12

𝑆𝐸𝐸 12+𝑖−𝑛−1 (𝐴Ñ𝑂−1) 𝑠𝑖 (𝑖 − 𝑛) ≤ 1

𝑖ܣܧܧܵ = 𝐴 + 𝐵


RESPUESTA



Difusión Externa

REVISIÓN


S.A.


10 de enero de 20207 19

Las transacciones de electricidad que una EGDH podrá realizar en el mercado

eléctrico, y los aspectos a considerarse con relación a la liquidación de la energía generada son los

siguientes:

Las transacciones comerciales que una EGDH podrá realizar en el

mercado eléctrico, y los aspectos a considerarse con relación a la liquidación de la

energía generada son los siguientes:

No existen transacciones de electricidad.Se acoge parcialmente el texto

propuesto.Se realizarán los ajustes respectivos.


S.A.


10 de enero de 20208 19.4

La energía producida por una CGD de propiedad de un consumidor estará destinada a abastecer

sus propios requerimientos de energía.

Mejorar redacción, a pesar que la energía producida está destinada a abastecer

sus propios requerimientos, también en el apartado transacciones comerciales, se

evidencia que puede tambier entregar energía a la distribuidora.

Se acoge la observación. Se realizará el ajuste respectivo.


S.A.


10 de enero de 20209 19.4.1.3

Una vez cubierta la energía equivalente faltante del consumidor, la Distribuidora procederá a

actualizar el SEEAi, y los SEE(i-n).

La parte o la totalidad del SEE-11 que no sea utilizado en el mes i caducará en dicho mes.

Una vez cubierta la energía equivalente faltante del consumidor, la Distribuidora

procederá a actualizar el SEEAi, y los SEE(i-n). La parte o la totalidad del SEE-11

que no sea utilizado en el mes i caducará en dicho mes.

Parece que debe ser punto seguido por que el segundo párrafo está incompleto.Se acoge el texto propuesto.

Se acoge la observaciónSe realizarán los ajustes respectivos.


S.A.



Disposición Transitoria

primera

Primera.- En un término de 90 días contados a partir de la aprobación de esta Regulación, el

CENACE y las Distribuidoras implementarán o adecuarán sus procesos, sistemas de gestión de

información y página Web a fin de que se adapten a las disposiciones establecidas en esta

Regulación, según les corresponda.

Primera.- En un término de 180 días contados a partir de la aprobación de

esta Regulación, el CENACE y las Distribuidoras implementarán o adecuarán sus

procesos, sistemas de gestión de información y página Web a fin de que se

adapten a las disposiciones establecidas en esta Regulación, según les

corresponda.

El plazo debería ser de 180 días Se acoge parcialmente la observación Se realizará el ajuste respectivo.

SUNCONSERVATION S.A. SUN-0254-0120-ARCONEL 1 13. i)

El plazo de vigencia del Certificado de Calificación será igual al tiempo de vida útil de las CGD.

Tecnología: VIDA UTIL

Fotovoltaica: 20 AÑOS

El plazo de vigencia del Certificado de Calificación será igual al tiempo de vida útil

de las CGD.

Tecnología: VIDA UTIL

Fotovoltaica: 25 AÑOS (con garantía de 25 años del fabricante por

comportamiento lineal de paneles solares, es decir una perdida natural de

eficiencia del 0,5%)

Hace 20 años los paneles solares tenían 20 años de vida útil y todavía siguen

funcionando con un valor residual de generación por arriba del 60%.

Con la tecnología actual los PANELES SOLARES E INVERSORES TIENEN UNA

VIDA UTIL entre 40 y 45 años, de los cuales los fabricantes de paneles con

categorizacion Tier 1 (ranking 1) ofrecen una garantía de comportamiento lineal de

generacion de hasta por 25 años (es decir una perdida natural de eficiencia del

0,05% ANUAL)

Con un Título Habilitante de 25 años, el Estado recibiría "sin costo" una planta

generadora con un tiempo de vida util adicional entre 15 o 20 años (es decir entre

el 38 y 44% DE SU VIDA UTIL) y una potencia garantizada por el fabricante de los

paneles del 85% de su potencia original, lo cual es totalmente rentable para el

Estado.

Por otro lado la sostenibilidad de un proyecto de generación es fundamentalmente

FINANCIERA y Ecuador no tiene niveles de radiación tan altos como se puede

encontrar en ciertas zonas desérticas del sur del Continente, por lo tanto se puede

compensar esta diferencia mediante 2 formas: AUMENTANDO LA TARIFA o

EXTENDIENDO EL PLAZO DEL T.H. para que el proyecto sea financieramente

sostenible.

Aumentar la TARIFA no es un opción conveniente para los usuarios, por lo tanto 25

años es conveniente para todas las partes.

La tarifa a pagar por el KWh fotovoltaico puede ser menor si el plazo del T.H. es

mayor, tal como es ahora en muchos país 25 años (REVISAR TEIMPO DE PPA

PAISES LATINOAMERICANOS)

Las plantas FV no tienen elementos rotatorios de desgaste que afecten a su vida

útil, no es correcto que se imponga una vida últil menor a la real y menor aún que

otras fuentes que tienen elementos rotativos de desgaste permanente.

Se acoge la observaciónSe realizará una revisión del tiempo de vida útil aplicable a los distintos tipos de

teconología de generación.

SUNCONSERVATION S.A. SUN-0254-0120-ARCONEL 18.1Las CGDs operadas por EGDHs, planificarán y ejecutarán los mantenimientos en conformidad a lo

que establezca la Regulación que sobre el tema emita la ARCONEL.

Las CGDs operadas por EGDHs, planificarán y ejecutarán los mantenimientos en

conformidad a lo indicado en las especificaciones técnicas del fabricante y que han

sido presentados y registrados por el ARCONEL.

Los equipos diversos y sus marcas diversas, tienen sus propios procesos de

mantenimiento preventivo establecido por el fabricante, que incide en la GARANTÍA

del mismo con implicaciones legales. El ARCONEL no es una entidad técnica

multidiciplinaria que pueda disponer el plan de mantenimiento ya que además sus

directrices deberían estar aprobadas por el fabricante, por lo tanto es mejor que la

EGDH presente los planes de mantenimeinto de su CGD (fotovoltaica, eolica, etc)

respaldado con las instrucciones del fabricante, para que sean registrados por el

ARCONEL.



En efecto, cada central de generación tendrá sus particularidades en relación al

alcance y frecuencia de los mantenimientos a aplicarse.

Actualmente está en desarrollo la Regulación de mantenimientos la cual no va a dar

instrucciones específicas respecto al alcance de los mantenimientos, sino

disposiciones de carácter general, considerando que, en el caso de los bienes de

propiedad de las empresas, son afectos al servicio y deben ser revertidos al Estado

al concluir el plazo del Título Habilitante.

De ahí que en la Regulación de Generación Distribuida solo se establece que los

aspectos relacionados al mantenimiento se establecerán en la Regulación de

mantenimientos de bienes afectos al servicio público de energía eléctrica.

SUNCONSERVATION S.A. SUN-0254-0120-ARCONEL 2 17,1



despachada dos días después

Esto NO ES PRACTICO y el margen de acertividad es muy bajo.

Si desean una predictividad podría ser mensual o anual.

En caso de la energía FV o eólica, la materia prima es variable y no predecible en

forma diaria o de corto plazo. Una variacion de presión ambiental puede aumentar

la nubosidad o disminuir el viento en períodos de dias u horas.

Estadisticamente se puede estimar la energia mensual que se podrá despachar en

el mes siguiente con un porcentaje de acertación mucho mejor que el despacho de

uno o dos días próximos.

Las plataformas internacionales de estimacion en irradiaciones solares, tienen

períodos de proyección anual y mensual, no diaria.

Se acoge la observaciónSe procederá a eliminar el párrafo en el cual se hace referencia a la citada

obligación.

SUNCONSERVATION S.A. SUN-0254-0120-ARCONEL 3 18,1





sin costo alguno. En caso el Ministerio rector del sector eléctrico determine que los bienes no

convienen a los intereses nacionales, se reserva el derecho de no recibir los bienes afectos, y estos

serán retirados por la EGDH a su costo, en sujeción a lo que establezca la Autoridad Ambiental

competente, y en conformidad al procedimiento que se estipule en el Título Habilitante.

En concordancia con lo establecido en la LOSPEE y su Reglamento General, los

bienes de las CGDs operadas por EGDHs privadas y de la economía popular y

solidaria que hayan suscrito un Contrato de Concesión, y las EGDHs de economía

mixta que dispongan de una Autorización de Operación, serán revertidos y

transferidos al Estado ecuatoriano al final del período de concesión, sin costo

alguno. En caso el Ministerio rector del sector eléctrico determine que los bienes no

convienen a los intereses nacionales, se reserva el derecho de no recibir los bienes

afectos, y autorizará una extensión del Plazo del Título Habilitante a una tarifa que

será de acuerdo a la regulación vigente y por un plazo que sea sustentado por un

informe técnico independiente a costo de la EGDH que determine el tiempo de vida

útil real de la CGD. En caso de que el informe determine que la CGD ha terminado

su tiempo de vida útil, los bienes serán retirados por la EGDH a su costo, en

sujeción a lo que establezca la Autoridad Ambiental competente, y en conformidad

al procedimiento que se estipule en el Título Habilitante.

La vida útil de las CGD dependen de varios factores, entre ellos:

- La calidad del mantenimiento preventivo y correctivo.

- Condiciones ambientales agresivas o blandas.

- Calidad de los equipos

No se puede desechar una planta solar que apenas se ha consumido el 60% de su

vida útil, o una planta eolica que aún tiene 10 años más de capacidad de

generacion.

El tiempo de vida útil no es una variable fija ni tampoco puede ser impuesta, sino

que debe responder a un análisis técnico.


Los bienes de las centrales de propiedad de empresas privadas o de economía

popular y solidaria, al final del plazo de conexión, deben obligatoriamente ser

revertidas al Estado. El Ministerio rector del sector eléctrico establecerá el

tratamiento que se dará a tales bienes.

SUNCONSERVATION S.A. SUN-0254-0120-ARCONEL 4 19,2Los contratos bilaterales se suscribirán por un plazo de al menos 5 años, y podrán ser renovados o

actualizados, para un periodo igual, bajo las condiciones que acuerden las partes.NO ES PROCEDENTE

Los contratos bilaterales son contratos entre 2 compañias privadas;

- Una vendedora de energía y

- Otra que podría necesitar esa energía

El plazo y el valor de venta responde a criterios comerciales. No es conveniente

IMPONER UN PLAZO, porque eso limita o restringe otras posiblidades comerciales.

Una regulación no debería interferir en las negociaciones privadas.

Se da respuesta a observaciónSe realizará un ajuste a la Regulación en el sentido de que los contratos bilaterales

deberán tener una vigencia de al menos 1 año.


RESPUESTA



Difusión Externa

REVISIÓN

SUNCONSERVATION S.A. SUN-0254-0120-ARCONEL 5 10.1




el año inmediato anterior a la fecha de solicitud de la factibilidad de conexión.

Dependiendo de la disponiblidad de recursos renovables en su zona de influencia,

la Distribuidora analizará la posibilidad de incrementar la energía aprovechando

dichos recursos y la capacidad de sus redes, en base a criterios de disponibilidad

de dichas CGD para aumentar la eficiencia de su capacidad instalada.

Existen áreas del país con mejores condiciones de recursos renovables (mejor

radiación o viento) y estos recursos deben ser aprovachados para no subutilizar los

recursos naturales existentes. Es como tener petroleo y no explotarlo.

En el tema fotovoltaico las mejores radiaciones están en la cordillera de los Andes,

sin embargo la orografía no permite la construcción de plantas grandes, por lo

tanto la construcción de CGD son una muy buena opción para aprovechar este

recurso renovable sin sobrecargar las redes.

Por otro lado conectar CGD en las redes de distribución de Medio Voltaje no

consume capacidad de transformación en los transformadores y mejora la calidad

de la red que abastece a los usuarios, obviamente se debe tomar en cuenta la

capacidad disponible del alimentador o línea de Media tensión como lo establece en

esta misma regulación.




(Distribuidoras).










competitivo (PPS);







Enerpro Cia. Ltda.Oficio No. AEEREE-ARCONEL-02-01-2020


Las Distribuidoras podrán identificar proyectos de generación distribuida que permitan resolver

problemas de: confiabilidad y seguridad de sus sistemas de distribución, así como de calidad o

pérdidas de energía, y que su implementación y resultados esperados sean más eficientes que otras

soluciones estudiadas. Estos proyectos podrán ser desarrollados por EGDHs públicas, de economía

mixta, privadas o de la economía popular y solidaria, según las políticas que emita el Ministerio

Rector se defina en el PME

Las Distribuidoras podrán identificar proyectos de generación distribuida que

permitan resolver problemas de: confiabilidad y seguridad de sus sistemas de

distribución, así como de calidad o pérdidas de energía, y que su implementación y

resultados esperados sean más eficientes que otras soluciones estudiadas. Estos

proyectos podrán ser desarrollados por EGDHs públicas, de economía mixta,

privadas o de la economía popular y solidaria, según las políticas que emita el

Ministerio Rector dentro de su Plan Operativo Anual se defina en el PME para lo

cual convocará a interesados a presentar perfiles de proyectos que cumplan con

lo solicitado por las Distribuidoras.

Cuando y como?Se acoge parcialmente el texto

propuesto

Se realizará un ajuste a la redación a fin de clarificar las condiciones de

participación de las empresas de generación.


10 de enero de 20202 10.1


conexión a sus redes eléctricas, para los casos señalados en los literales c) y d) del numeral 7 no

será mayor que el 3% de la demanda máxima de la Distribuidora registrada en el año inmediato

anterior a la fecha de solicitud de la factibilidad de conección. Para de esta Regulación, el cálculo de

dicha capacidad nominal acumulada, la Distribuidora considerará la capacidad nominal de las CGDs

para las cuales se obtenga la factibilidad de conexión a partir de la vigencia de la presente

Regulación, y que la misma se encuentre vigente a la fecha de cálculo, sea que las empresas o

consumidores cuenten o no con un Título Habilitante o Certificado de Calificación, según

corresponda.

La capacidad nominal acumulada de CGDs para las cuales una Distribuidora podrá

autorizar la conexión a sus redes eléctricas no tendrá límite.

El tope del 3% no se explica. El aporte puede ser mucho mayor al 3% dependiendo

del sector, y sus necesidades, y debería obligarse a que las empresas distribuidoras

faciliten la mitigación del cambioclimático, generación de empleo. Y si se habla de

aporte no se debe hablar de la potencia sino del aporte de energía. La idea es

cambiar la matriz energética hacia energía la máxima energía renovable para ser

independientes energéticamente del petróleo y su precio, de los estiajes

gestionales, y de ahorro al estado al producir con energía renovable fotovoltaica a

3 a 4 centavos/kWh.


Se da respuesta a la observación



(Distribuidoras).




precio único de generación, considerando que a las centrales menores a 1 MW, que

se espera que sean las que tengan mayor desarrollo, se les otorgará la condición

preferente de que puedan vender exclusivamente a la Distribuidora a cuyas redes

se encuentra conectada.



competitivo (PPS);








10 de enero de 20203 11.3.1.1. Bifásica de potencia nominal menor o igual a 20 kW; Monofásica 3 hilos (120/240 V AC) de potencia nominal menor o igual a 20 kW; aclarar el término bifásica si se refiere a 240V? Se da respuesta a la observación

Según la teoría de circuitos eléctricos, un circuito bifásico corresponde a aquel que

es alimentado por una fuente de voltaje que toma como diferencia de potencial la

proveniente de dos fases de un circuito trifásico. Dependiendo del voltaje nominal

del devanado primario del transformador, los voltajes típicos pueden variar entre

200 V y 220 V.


10 de enero de 20204 11.3.1.1.

La Distribuidora, dentro de un plazo de siete (7) días contados a partir de la recepción de la

solicitud, otorgará al Proponente, sin más trámite, la factibilidad de conexión en la que se

establecerá el esquema de conexión, las características de los equipos de seccionamiento y

protección requeridos para la conexión, y las condiciones de operación que deberá cumplir la CGD

en régimen de operación normal y de falla de la red de distribución.

La Distribuidora, dentro de un plazo de siete (7) días contados a partir de la

recepción de la solicitud, otorgará al Proponente, sin más trámite, la factibilidad de

conexión, indicando las condiciones de operación que deberá cumplir la CGD en

régimen de operación normal y de falla de la red de distribución.

no se requiere equipos de seccionamiento y protección sino los que vienen en los

inversores.

Se da respuesta a observación Se ha realizado una aclaración en el texto de la Regulación.


10 de enero de 20205 11.3.1.2.

La Distribuidora evaluará preliminarmente el desequilibrio de voltaje que la operación de la CGD

causaría en la red de bajo voltaje o en la línea de medio voltaje a la cual se vaya a conectar el

incremento del desequilibrio de voltaje que causaría la incorporación de la CGD es menor al 3%, la

Distribuidora otorgará al Proponente, sin más trámite, dentro de un plazo de siete (7) días contados

a partir de la recepción de la solicitud, la factibilidad de conexión en la que se establecerá el

esquema de conexión, las características de los equipos de seccionamiento y protección requeridos

para la conexión, y las condiciones de operación que deberá cumplir la CGD en régimen de

operación normal y de falla de la red de distribución.

La Distribuidora evaluará preliminarmente en un plazo no mayor a 7 días

calendario el desequilibrio de voltaje que la operación en de la CGD mayor a 1

MWp causaría en la red de bajo voltaje o en la línea de medio voltaje a la cual se

vaya a conectar el incremento del desequilibrio de voltaje que causaría la

incorporación de la CGD es menor al 3%, justificado técnicamente, la

Distribuidora otorgará al Proponente, sin más trámite, dentro de un plazo de siete

(7) días contados a partir de la recepción de la solicitud, la factibilidad de conexión

en la que se establecerá el esquema de conexión, las características de los

equipos de seccionamiento y protección requeridos para la conexión, y las

condiciones de operación que deberá cumplir la CGD en régimen de operación

normal y de falla de la red de distribución.

Instalaciones menores a 1 MWp no deseiquilibra la red. Y ha sucedido

anteriormente que las distribuidoras no realizan los estudios correspondientes de

armónicos ni estabilidad, y termina no realizandose el proyecto.

se refiere a los armónicos? Cómo se calcularía este incremento sin estudios

eléctricos. La entrada en servicio de un inversor no es diferente de la entradaen

servicio de un ascensor o una bomba, por lo que no se eliminar este requisito por

queno se puede calcular. ¿Para qué momento o a qué hora se hace el cálculo? La

distribuidora debe estar previamente capacitada para realizar los mencionados

estudios.


Si una CGD es monofásica, dependiendo de su potencia, y de si la conexión es en

bajo voltaje, podría causar un desequilibrio de voltaje importante, de ahí la

necesidad de que se evalúe este parámetro.


10 de enero de 20206 11.3.1.3.

Para las solicitudes de factibilidad de conexión de CGDs que no se ajusten a las características

señaladas en los numerales 11.3.1.1 o 11.3.1.2, se procederá conforme lo siguiente:

Para las solicitudes de factibilidad de conexión de CGDs mayores a a 1 MWp,

procederá conforme lo siguiente:

o sea para todo lo que es mayor a 100 kW trifásico se requiere estudios eléctricos.

Se debe hacer un estudio caso por caso, pero para potencias de más de 500 kWSe da respuesta a observación

La Regulación Nro. ARCONEL-004/15 establece que para centrales menores a 1

MW los requisitos de acceso y operación, que incluyen el tipo de estudios a

requerirse a los interesados en instalar una central, serán opcionales, considerando

las condiciones de conexión del generador.


10 de enero de 20207 11.3.1.3 c)

Dentro de un plazo de sesenta (60) días, contados a partir de la fecha de notificación por parte de

la Distribuidora, el Proponente entregará todos los estudios requeridos por la Distribuidora en los

términos establecidos por esta, para el punto de conexión seleccionado por el Proponente. En el

transcurso de este plazo las partes podrán interactuar, a fin de que el Proponente vaya

completando la información respectiva, o realizando los ajustes y actualizaciones que correspondan

a los estudios, de tal forma que los mismos cumplan con los requerimientos de la Distribuidora

Para plantas mayores a 1 MWp, dentro de un plazo de sesenta (60) días, contados

a partir de la fecha de notificación por parte de la Distribuidora, el Proponente

entregará todos los estudios eléctricos de protección y cortocircuitos requerido por

la Distribuidora en los términos establecidos por esta, para el punto de conexión

seleccionado por el Proponente. En el transcurso de este plazo las partes podrán

interactuar, a fin de que el Proponente vaya completando la información

respectiva, o realizando los ajustes y actualizaciones que correspondan a los

estudios, de tal forma que los mismos cumplan con los requerimientos de la

Distribuidora

Cómo lo va a hacer? Se necesita los datos del inversor. Hay que hacer una

revisión de las tecnologías.


La Regulación Nro. ARCONEL-004/15 establece que para centrales menores a 1

MW los requisitos de acceso y operación, que incluyen el tipo de estudios a

requerirse a los interesados en instalar una central, serán opcionales, considerando

las condiciones de conexión del generador.


RESPUESTA



Difusión Externa

REVISIÓN


10 de enero de 20208 11.3.1.3 d)

Si como resultado del análisis de factibilidad de conexión, la Distribuidora determina que para la

incorporación de la CGD no se requiere de obras o adecuaciones a la red de distribución, la

Distribuidora emitirá y le otorgará al Proponente, sin más trámite, dentro de un plazo de siete (7)

días contados a partir de la recepción de la solicitud, la factibilidad de conexión en la que se

establecerá el esquema de conexión, así como las características de los equipos de seccionamiento

y protección requeridos para la conexión, y las condiciones de operación que deberá cumplir la CGD

en régimen de operación normal y de falla de la red de distribución

Si como resultado del análisis de factibilidad de conexión, la Distribuidora

determina que para la incorporación de la CGD no se requiere de obras o

adecuaciones a la red de distribución, la Distribuidora emitirá y le otorgará al

Proponente, sin más trámite, dentro de un plazo de siete (7) días contados a partir

de la recepción de la solicitud, la factibilidad de conexión en la que se establecerá

el esquema de conexión, así como las características de los equipos de



de la red de distribución. Para el efecto, se conformará al interior del ARCONEL

una Unidad de Apoyo a las Energías Renovables que tendrá a su cargo la

elaboracion de prodimientos y reglamentacion que será presentada a la

Distribuidora. Esta UNAER contará con protesionales expertos en el tema que

capacitaràn a los técnicos de las distribuidoras y trabajarán an forma conjnta en la

evaluacion de los proyectos presenatdos y pasado un tiempo podrán delegar esta

responsabilidad a las distribuidoras una vez que hayan adquirido la capacidad

requerida. Esta UNAER podrá contratar a expertos para que trabajen en las

actividades a su cargo, de modo que las decisiones se las tome en el menor

tiempo posible y dando preferencia a la inersion privada.

esto difícilmente lo podrán hacer las empresas eléctricas sin el personal o el

software apropiado. Debe crearse una unidad a nivel del Ministerio o de ARCONEL

para apoyar en estos estudios, y establecer los aranceles aplicables para no

incrementar los costos de los proyectos.



La estructura orgánica de ARCONEL no se define exclusivamente por una

disposición regulatoria, sino que se requiere de todo un proceso para establecer la

pertinencia de incorporar nuevas áreas operativas de una entidad publica o

modificar las existentes, considerando la matriz de competencias, el modelo de

gestión y otros elementos organizacionales.


10 de enero de 20209 11.31.3 l)

Los equipos e instalaciones ubicados desde el punto de conexión hacia el lado de la red de

distribución, serán transferidos sin costo alguno a la Distribuidora.

no existen otros equipos o dispositivos adicionales que los propios inversores y los

breakers se conexión al TDP de la entrada de la facilidadSe da respuesta a observación Se han realizado algunas aclaraciones en la Regulación sobre el tema.


10 de enero de 202010 Figura 1 Esquema general de conexión de CGDs de consumidores

El medidor de la produccion del sistema fotovoltaico podrá estar próximo al equip

ogenerador y conectarse al tablero eléctruco más cercano, y no neceesariamente

en el punto de conexiono en el medidor de ingreso de la distribuidora.

hay que aclarar que el medidor puede estar no necesariamente en el punto de

conexión a la red sino en la carga. Se puede poner un inversor de 10 kW en la

terraza de una edificación y conectar al tablero eléctrico más cercano. Este medidor

no necesariamente será el homologado por la EE sino podría el mism

No se acoge la redación propuestaLa Regulación no exige la instalación de un medidor para registrar la neergía

generada por la CGD.


10 de enero de 202011 11.5.1.2

Una vez que una EPGD pública, de economía mixta, privada o de la economía popular y solidaria,

suscriba un Título Habilitante, la factibilidad de conexión se mantendrá vigente mientras esté

vigente el Título Habilitante.

¿Cuántos años? Se da respuesta a observación

Se va a realizar el ajuste de la redacción de la Regulación, pues la factibilidad de

conexión solo estará vigente hasta que se suscriba el contrato de conexión entre la

Distribuidora y la empresa propietaria de la central de generación distribuida.


10 de enero de 202012 13 c) 4 Otra información que, justificadamente, le solicite la Distribuidora Eliminar. Solamente se pedirá lo que está explícitamente indicado.

Muy general. Pueden pedir cualquier cosa y demorar el trámite. Hay que ser más

específicos. Se acoge la observación Se realizarán los ajustes respectivos.


10 de enero de 202013 13 d)

a) El consumidor será responsable de tramitar y obtener ante la autoridad competente, y

mantener vigentes, los permisos o certificados ambientales que corresponda para la implementación

y operación de la CGD, así como la autorización del uso del agua (para el caso de centrales

hidroeléctricas), no obstante, no formarán parte de los requisitos exigibles por la Distribuidora.

a) Para plantas de CDG mayores a 1 MW el consumidor será responsable de

tramitar y obtener ante la autoridad competente, y mantener vigentes, los

permisos o certificados ambientales que corresponda para la implementación y

operación de la CGD, así como la autorización del uso del agua (para el caso de

centrales hidroeléctricas), no obstante, no formarán parte de los requisitos

exigibles por la Distribuidora.

Solamente para plantas de más de 1 MW No se acoge el texto propuesto

La ARCONEL no es la autoridad competente para establecer o restringir el tipo de

obligaciones ambientales que deben cumplir quienes desarrollen centrales de

generación distribuida.

De ahí que en la Regulación solo señala de de manera general que los aspectos

relacionados a las obligaciones de carácter ambiental serán las establecidas por la

autoridad ambiental competente.


10 de enero de 202014 13.i) al menos 25 años la FV. Biomasa no más de 20 años. Se acoge la observación Se revisarán los tiempos de vida útil para cada tipo de teconología.


10 de enero de 202015 15

El proceso de conexión de la CGD a la red de distribución se cumplirá conforme lo señale el

instructivo de conexión de la Distribuidora

El proceso de conexión de la CGD a la red de distribución se cumplirá conforme lo

señale el instructivo unico a nivel nacional del instructivo de conexión

distribuida.elaborado por el ARCONEL a travès de la Unidad de Apoyo de Energías

Renovables UNAER

Hay que elaborar este documento para que sea único a nivel nacionalNo se acoge el texto propuesto


La estructura orgánica de ARCONEL no se define exclusivamente por una

disposición regulatoria, sino que se requiere de todo un proceso para establecer la

pertinencia de incorporar nuevas áreas operativas de una entidad publica o

modificar las existentes, considerando la matriz de competencias, el modelo de

gestión y otros elementos organizacionales.


10 de enero de 202016 15.1 b)

La energía producida por centrales no hidroeléctricas será remunerada al costo variable de

producción declarado al CENACE en conformidad con lo establecido en la normativa vigente

La energía producida por centrales no hidroeléctricas será remunerada al costo

variable de producción declarado al CENACE en conformidad con lo establecido en

la normativa vigente, y su precio variará de acuerdo a las tecnologías utilizadas.

¿El mismo precio para todas las tecnologías?No se acoge el texto propuesto


Se va a realizar un ajuste al texto, de tal forma que lo relacionado al precio al que

se remunererá la energía entregada en la etapa de pruebas experimentales se

sujete a lo establecido en la Regulación sobre «Requisitos y procedimiento para las

etapas de pruebas técnicas y de operación experimental, previas al inicio de la

operación comercial de centrales o unidades de generación» y en la Regulación

sobre "Régimen de las Transacciones Comerciales".


10 de enero de 202017 17,1

Las EGDHs propietarias de CGDs de capacidad nominal instalada menor a 1 MW,

remitirán a la Distribuidora, hasta las 10:00 de cada día, la programación de la potencia

diaria/horaria a ser despachada dos días después, con el objeto de que la Distribuidora

calcule la proyección de las demandas que se reflejarán en los puntos de conexión del

sistema de distribución al sistema de transmisión, y que serán reportadas al CENACE un

día antes de la operación en tiempo real, en conformidad con la normativa vigente.

Las EGDHs propietarias de CGDs de capacidad nominal instalada mayor a 1 MWp.

remitirán a la Distribuidora, hasta las 10:00 de cada día, la programación de la

potencia diaria/horaria a ser despachada dos días después, con el objeto de que la

Distribuidora calcule la proyección de las demandas que se reflejarán en los

puntos de conexión del sistema de distribución al sistema de transmisión, y que

serán reportadas al CENACE un día antes de la operación en tiempo real, en


Se requiere que cada CGD disponga de un programa de pronostico de generación

lo cual requiere la presencia permanente de un operador lo que incrementa los

costos. Esto solamente s debe aplica a centrales de más de 1 MW

Se acoge la observación Se realizarán los ajustes respectivos.


10 de enero de 202018 18.1

En concordancia con lo establecido en la LOSPEE y su Reglamento General, los bienes de

las CGDs operadas por EGDHs privadas y de la economía popular y solidaria que hayan

suscrito un Contrato de Concesión, y las EGDHs de economía mixta que dispongan de

una Autorización de Operación, serán revertidos al Estado al final del período de

concesión, sin costo alguno. En caso el Ministerio rector del sector eléctrico determine que

los bienes no convienen a los intereses nacionales, se reserva el derecho de no recibir los

bienes afectos, y estos serán retirados por la EGDH a su costo, en sujeción a lo que

establezca la Autoridad Ambiental competente, y en conformidad al procedimiento que se

estipule en el Título Habilitante.

En concordancia con lo establecido en la LOSPEE y su Reglamento

General, los bienes de las CGDs operadas por EGDHs privadas y de la

economía popular y solidaria que hayan suscrito un Contrato de

Concesión, y las EGDHs de economía mixta que dispongan de una

Autorización de Operación, serán revertidos al Estado al final del período

de concesión, sin costo alguno. En caso el Ministerio rector del sector

eléctrico determine que los bienes no convienen a los intereses

nacionales, se reserva el derecho de no recibir los bienes afectos, y

estos serán retirados por la EGDH a su costo, en sujeción a lo que

establezca la Autoridad Ambiental competente, y en conformidad al

procedimiento que se estipule en el Título Habilitante. Los terrenos

donde se instalaron las plantas permanecerán en propiedad de sus

dueños luego de la terminacion del contrato.

Los terrenos donde se instalaron las plantas permanecerán en propiedad de sus

dueñosNo se acoge el texto propuesto

Tanto la LOSPEE como su Reglamento General establecen la obligación de que las

centrales de generación de empresas de economía mixta, privadas, y de la

economía popular y solidaria sean revertidas al Estado. No se establece alguna

excepción, y tampoco se delimita que bienes estarían sujetos a la reversión.

De todas formas, la misma LOSPEE y su Reglamento General abren la posibilidad

de que, en caso de que los bienes no convengan a los intereses nacional, el Estado

se reserva el derecho de no recibirlos, y estos deben ser retirados a costo de la

empresa.

Las condiciones que se establecerían para el efecto, según lo determine el

MERNNR, se incorporarían en el Título Habilitante, más no es un tema que debe ser

regulado.


RESPUESTA



Difusión Externa

REVISIÓN


10 de enero de 202019 20.3

Adicionalmente, la Distribuidora instalará un medidor unidireccional para medir el consumo mensual

total del consumidor, independiente de la fuente de abastecimiento de la carga, información que

servirá para el cálculo de los valores a facturarse por el servicio de alumbrado público general. El

costo del medidor será de responsabilidad de la Distribuidora.

El pago del servicio de alumbrado público se hará tomando en cuenta la planilla

neta pagada por el cliente calculada con la energía mensual al que corresponda el

pago, más un valor equivalente al 25% de la generación correspondiente al mes

facturado, calculado con el valor de la generacion media anual producida o

estimada por la CGD. Este aporte del 25% será liquidado anualmente con los

valores reales generados por la CDG.

O sea que el pago del AP se calcula sobre el consumo total independiente del

aporte del a generadora al consumo interno.



El servicio de alumbrado público es un servicio independiente del servicio público de

energía eléctrica.

Actualmente el cálculo del valor mensual por el servicio de alumbrado público está

indexado de alguna forma al monto de energía que un usuario consume, situación

que se mantendrá hasta que se autorice la aplicación del pliego tarifario para

alumbrado público.

Si bien un consumidor que instale una CGD para autoconsumo, reflejará en su

planilla un consumo menor de energía requerida de la red, se consideró pertinente

que el valor a cancelar por el servicio de alumbrado público, que como se

manifestó, es independiente del servicio público de energía eléctrica, se lo

determine sobre la base del mismo consumo que el usuario tendría si no tuviera

una central para autoabastecimiento.


10 de enero de 202020 20.3

Las especificaciones generales del equipo de medición bidireccional se establecen en el Anexo 5 de

esta Regulación. Los protocolos de comunicación para mediciones remotas se sujetarán a las

especificaciones que establezca la Distribuidora.

No hay Anexo 5. Hay que tomar en cuenta que el medidor convencional

instalado por las distribuidoras YA ES BIDIRECCIONAL pero está programado para

un solo sentido. En caso de aplicar esta regulaciónla distribuidora solamente tiene

que reprogramar el equipo para que sea bidireccional. Los medidores para

plantas mayores a 1 MW cumplirán con la normativa del CENACE.

No hay Anexo 5 Se acoge la observación Se realizará una revisión de los anexos de la Regulación.


10 de enero de 202021 22

El tratamiento de otros cargos, como tasas de recolección de basura y contribución al Cuerpo de

Bomberos, para el caso de consumidores propietarios de CGDs, se sujetará lo que establezcan las

ordenanzas o normativas respectivas

El pago del servicio de basura se hará tomando en cuenta la planilla neta pagada

por el cliente calculada con la energía mensual del mes que corresponda el pago,

más un valor equivalente al 25% de la generación correspondiente al mes




Aclarar. No dice nada si se pagará sobre el consumo total o solamente sobre la

planilla neta.No se acoge el texto propuesto


ARCONEL no es la entidad competente para regular las tasas por el servicio de

recolección de basura. Los valores que se fijen por estas tasas son de

responsabilidad de los GADs municipales. De ahí que en la Regulación solo se

señala de manera general que estos valores se sujetarán a lo que establezca la

ordenanza respectiva.


10 de enero de 202022 23

El valor que la Distribuidora facturará a un consumidor que disponga de una CGD, por el servicio de

alumbrado público general, se determinará considerando la misma base de cálculo que utilizaría si el

consumidor no se autoabasteciera a través de una CGD. Para el efecto, la Distribuidora instalará un

medidor unidireccional para medir el consumo mensual total del consumidor, en conformidad con lo

establecido en el numeral 19.3 de esta Regulación.

El pago del servicio de alumbrado público se hará tomando en cuenta la planilla

neta pagada por el cliente calculada con la energía mensual al que corresponda el

pago, más un valor equivalente al 25% de la generación correspondiente al mes




esto no funciona as{i pues la conexión del la CGD puede estar al interno de la

instalación y no necesariamente en el punto de conexión.No se acoge el texto propuesto PF considerar la respuesta dada a la observación No. 19


10 de enero de 202023 CLAUSULA SEPTIMA

En caso el CONSUMIDOR disponga en un mes, energía remunerable inyectada a la red de

distribución mayor a cero, la DISTRIBUIDORA otorgará un crédito a favor del CONSUMIDOR,

calculado en conformidad con lo establecido en el numeral 19.4.2 de la Regulación Nro. (Incluir el

número de la Regulación), “Marco normativo para la participación de la Generación Distribuida”.

Es esta misma reguilación y otra que se va a emitir Se da respuesta a observaciónSe refiere a la misma Regulación sobre el Régimen de Participación de la

Generación Distribuida

Empresa Eléctrica Regional Centro

Sur C.A.

Oficio Nro. CENTROSUR-PREEJE-2020-0041-OF


En las centrales que requieran de un sistema de inversores para conectarse en sincronismo con la

red eléctrica, la capacidad nominal estará determinada por la potencia nominal de los inversores en

el lado de corriente alterna

Con fuentes de generación fluctuante (solar y eólica), pueden existir fluctuaciones

temporales, donde los inversores podrían ser capaces de soportar sobrecargas

(sobre la potencia nominal) en instantes pequeños de tiempo.


Sur C.A.


13 de enero de 20204 Ministerio rector del sector eléctrico, en conformidad con el procedimiento y requisitos que esa

entidad establezca.


Sur C.A.



construcción y operación de una CGD establecida en el PME, tramitarán el otorgamiento del

Contrato de Concesión ante el Ministerio rector del sector eléctrico, en conformidad con el

procedimiento y requisitos que esa entidad establezca.


Sur C.A.



construcción y operación de CGDs identificadas, estudiadas y propuestas por éstas, ante el

Ministerio rector del sector eléctrico, en conformidad con el procedimiento y requisitos que esa

entidad establezca.


Sur C.A.



Las Distribuidoras deberán planificar la expansión, el reforzamiento y la operación de sus sistemas

eléctricos de distribución, considerando: 1) las CGDs conectadas en sus redes; 2) las CGDs

previstas a conectarse en sus redes, contempladas en el PME; 3) las potenciales CGDs a ser

desarrolladas por la iniciativa privada o de la economía popular y solidaria para el abastecimiento de

grandes consumidores; y, 4) la tendencia de crecimiento de CGDs instaladas por consumidores.

¿La planificación debe realizarse en base a que indicios para determinar la

tendencia de crecimiento?


Sur C.A.



Las Distribuidoras podrán identificar proyectos de generación distribuida que permitan resolver

problemas de: confiabilidad y seguridad de sus sistemas de distribución, así como de calidad o

pérdidas de energía, y que su implementación y resultados esperados sean más eficientes que otras

soluciones estudiadas.

Será que las Distribuidoras también pueden desarrollar estos proyectos, similar a

los proyectos actuales de generación aislados (paneles solares y micro-redes) y

algunos conectados a la red.


Sur C.A.


13 de enero de 20209 10,3 Capacidad disponible de la línea de medio voltaje a la que se desea conectar la CGD

Se describe el término "línea", será que corresponde a circuito o alimentador de

medio voltaje.


Sur C.A.


13 de enero de 202010 10,4 CAE: Consumo anual estimado de energía del consumidor (kWh)

Una capacidad nominal de la CGD cercana a 1 MW, ya es importante desde el

punto de vista de impactos, no solo localmente sino también a nivel de alimentador

en medio voltaje. Sin embargo se dimensiona la CGD solo con el parámetro CAE

(correspondiente al consumo de energía), sin considerar un perfil de producción o

potencia diaria/horaria, lo cual implica que puede ocurrir flujo inverso en instantes

de tiempo.


Sur C.A.


13 de enero de 202011 10.4

En caso de que el consumidor no disponga de un historial de consumos de uno o varios de los

meses requeridos, el CAE se determinará a través de un estudio técnico elaborado por un ingeniero

eléctrico o profesional facultado, y que deberá ser aprobado por la Distribuidora.

¿El estudio técnico debe ser sustentado en base a las cargas a instalarse o en

basen a las potencias de diseño?


Sur C.A.


13 de enero de 202012 11,3

Análisis de factibilidad de conexión

la Distribuidora determina…. las características de los equipos de seccionamiento y protección

requeridos para la conexión, y las condiciones de operación que deberá cumplir la CGD en régimen

de operación normal y de falla de la red de distribución

De acuerdo a la potencia instalada, se debería detallar las protecciones y

equipamiento de acoplamiento, mínimos de la CGD (elemento de desconexión,

elemento de interrupción accionado por comado y/o protección, transformador de

acoplamiento, protección de sub y sobretensión, protección de sub y

sobrefrecuencia, protección contra desequilibrio de corriente, protección contra

desbalance de voltaje, sobrecorriente direccional, sobrecorriente con restricción de

voltaje)

8

Se tramitará la habilitación de la generación distribuida ante el ministerio rector del

setor electrico en conformidad con el procedimiento y requisitos que esa entidad

establezca, para: las Empresas Públicas y Mixtas y las Empresas de Generación

Privadas o de Economía Popular y Solidaria interesadas en la construcción y

operación de una CGD establecida en el PME y las propuestas por las mismas.


RESPUESTA



Difusión Externa

REVISIÓN


Sur C.A.


13 de enero de 202013 11.3.3 Figura 1. Esquema general de conexión de CGDs de consumidores

En la Regulación Nro. ARCONEL – 003/18 se establecía la instalación de un

medidor bidireccional como adecuado. Sin embargo, en éste proyecto de

regulación se establece la instalación de 2 medidores. Además, existe otra

regulación que relacionada a vehículos eléctricos que establece la necesidad de un

contador de energía independiente para la determinación del consumo y su

facturación. De ser el caso si este cliente también con vehículos eléctricos

resultaría en la instalación de otro medidor.


Sur C.A.


13 de enero de 202014 11.3.1.3

a) La Distribuidora definirá y notificará al Proponente, dentro de un plazo de quince (15) días

contados a partir de la recepción de la solicitud, los estudios técnicos que deberá elaborar y

entregar, considerando los lineamientos establecidos en la Regulación Nro. ARCONEL-004/15 o la

que la sustituya.

a) La Distribuidora definirá y notificará al Proponente, dentro de un plazo de

quince (15) días contados a partir de la recepción de la solicitud, los estudios

técnicos que deberá elaborar y entregar, considerando los lineamientos

establecidos en la Regulación Nro. ARCONEL-004/15 o la que la sustituya; así

como los que defina la Distribuidora

Pueden ser necesario llevar a cabo otros estudios que no los contempla la

Regulación ARCONEL-004/15 (en estándares como IEEE 1547.7 se detalla

estudios convencionales y especiales adicionales), por ejm:

* flujos de potencia en máxima y mínima demanda. Actualmente las Distribuidoras

realizan simulaciones cuasi-estática (flujos de carga con perfiles o series de tiempo)

* Estudios de transitorios electromagnéticos y de riesgo por arco eléctrico (Arc

Flash) no están considerados


Sur C.A.


13 de enero de 202015 13

Diseños del proyecto, que incluya el esquema de conexión y protecciones, y, cuando aplique, las

obras o adecuaciones a la red de distribución que fueron establecidas por la Distribuidora en el

informe de análisis de factibilidad de conexión del proyecto;

Es necesario definir esquemas de protección, asi como una homologacion de los

equipos por capacidad instalada.


Sur C.A.


13 de enero de 202016 14.2

Las obras, equipos e instalaciones para implementar la CGD, y del campo de conexión del

consumidor a la red de distribución, serán concebidos de tal forma que se cumplan los diseños

aprobados por la Distribuidora y las condiciones establecidas en la factibilidad de conexión, según

corresponda.

¿A que hace referencia el campo de conexión?


Sur C.A.


13 de enero de 202017 15.1

Los aspectos a considerarse con relación a las pruebas técnicas y experimentales, remuneración de

la energía entregada al sistema durante el periodo de pruebas técnicas, e inicio de operación

comercial, se sujetarán a lo establecido en la Regulación Nro. ARCONEL-002/16, “Requisitos y

procedimiento para las etapas de pruebas técnicas y de operación experimental, previas al inicio de

la operación comercial de centrales o unidades de generación” o la que la sustituya; adicionalmente,

se considerarán las pruebas específicas señaladas en la Regulación Nro. ARCONEL – 004/15,

“Requerimientos Técnicos para la Conexión y Operación de Generadores Renovables No

Convencionales a las Redes de Transmisión y Distribución” o la que la sustituya, cuando

corresponda. No se remunerará

la energía producida durante la etapa de pruebas técnicas de ningún tipo de CGD.

Se contradice los párrafos, debido a que en el primero se considera una

remuneración en las etapas de pruebas técnicas y experimentales según la

Regulación Nro. ARCONEL-002/16, mientras que en el segundo párrafo se

menciona que no se remunerará la energía producida en la etapa de pruebas


Sur C.A.


13 de enero de 202018 17.1

Las EGDHs propietarias de CGDs de capacidad nominal instalada menor a 1 MW, y los

consumidores que dispongan de CGDs, cumplirán las condiciones de despacho que disponga la

Distribuidora.

Las centrales basadas en ERNC no pueden ser manipuladas por la variabilidad de

su recurso primario


Sur C.A.


13 de enero de 202019 17.1



despachada dos días después, con el objeto de que la Distribuidora calcule la proyección de las

demandas que se reflejarán en los puntos de conexión del sistema de distribución al sistema de

transmisión, y que serán reportadas al CENACE un día antes de la operación en tiempo real, en


¿Se debe realizar una proyección diaria de potencia en los puntos de conexión?


Sur C.A.


13 de enero de 202020 17.1

Las CGDs de capacidad nominal instalada igual o mayor a 1 MW, basadas en ERNC, operadas por

EGDHs, serán despachadas por el CENACE considerando que su costo variable de producción es

igual a cero

Los despachos de generación a nivel de distribución, debe realizarse en funcion de

las restricciones de la red.


Sur C.A.


13 de enero de 202021 Capítulo III DESPACHO, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

No existe ningún punto de Operación. Al parecer solamente se visualiza una

operación centralizada de un TSO (CENACE), no se tiene claro el nuevo rol de la

Distribuidora en su operación (DSO), al tener una red más activa con fuentes de

energía distribuida. Tampoco existen lineamientos para un acuerdo de operación,

como lo hay en Regulaciones de otros países.

Debería existir algún punto con lineamientos de la Seguridad de la Conexión.


Sur C.A.


13 de enero de 202022 18 GESTIÓN DE MANTENIMIENTOS

Las Distribuidoras cuentan con mantenimiento en caliente o línea energizada, lo

cual puede requerir limitar capacidad o salida de operación de la CGD, dependiento

del aporte y nivel de aislamiento.


Sur C.A.


13 de enero de 202023 18.1

Las CGDs operadas por EGDHs, planificarán y ejecutarán los mantenimientos en conformidad a lo

que establezca la Regulación que sobre el tema emita la ARCONEL.Especificar qué temas tratará dicha regulación


Sur C.A.


13 de enero de 202024 19.1


venderán toda su energía generada a la Distribuidora a cuyas redes se encuentre conectada, a

través de un CRCD.

Especificar si la energia generada sera consumida y sus exedentes vendidos a la

distribuidora.


Sur C.A.


13 de enero de 202025 19.2

En los contratos regulados o en el CRCD que la EGDH suscriba con la/las Distribuidora(s), se

considerará un solo cargo variable, en USD/MWh, con el cual se determinará los valores que la/las

Distribuidora(s) pagarán a la EGDH por la energía a ellas entregada. El cargo variable corresponderá

al Costo Nivelado de la Energía – LCOE, el cual será calculado aplicando la metodología que

apruebe la ARCONEL.

Especificar qué temas tratará dicha metodología


Sur C.A.


13 de enero de 202026 20 SISTEMA DE MEDICIÓN

Se exige el cumplimiento de la Regulación Nro. ARCONEL 001/16, Sistema de

Medición Comercial - SISMEC -. Es decir la medición solo contempla un tema

transaccional y no aspectos de calidad de energía y tampoco de operación en

tiempo real. Para generadores importantes sobre 1 MW, ya es necesario contar con

oscilografía, debido a la contribución hacia corrientes de falla y generación de

transitorios electromagnéticos de la CGD por eventos de conexión/desconexión o

fallas.


Sur C.A.


13 de enero de 202027 21.1

Cuando por causas atribuibles a la Distribuidora, no se obtenga la lectura de los valores registrados

por el medidor bidireccional en un período mayor o igual a 28 días y menor o igual a 33 días, la

Distribuidora considerará la EREDi con valor cero. El valor cero se mantendrá hasta que la

Distribuidora realice una lectura real del consumo, a través de la toma de dos lecturas consecutivas,

en un periodo mayor o igual a 28 días y menor o igual a 33 días.

¿Por qué se realizara la toma de dos lecturas consecutivas?


Sur C.A.


13 de enero de 202028 24 GESTIÓN DE INFORMACIÓN SOBRE GENERACIÓN DISTRIBUIDA

Las Distribuidoras tienen sistemas ADMS (SCADA/DMS/OMS), la CGD debe

integrarse a los SCADA para fines de visibilidad y procesos de la operación en

tiempo real. Debe existir una coordinación directa entre la Distribuidora y la CGD.


Sur C.A.


13 de enero de 202029 26 INHABILITACIÓN DEL CERTIFICADO DE CALIFICACIÓN OTORGADO A CONSUMIDORES

Podría existir disturbios o daños en el sistema de distribución o en las instalaciones

de terceros (consumidores); así como deficiencia técnica o inseguridad en las

instalaciones internas de la CGD.

Si esto requiere indemnización a la Distribuidora o está sujeto a sanciones por

incumplimientos de Regulación de calidad (por ejm. un transitorio electromagnético

causado por la CGD que salga de norma ITIC-CBEMA y queme artefactos a los

clientes), como será tratado.


RESPUESTA



Difusión Externa

REVISIÓN


Sur C.A.



Se recomienda anexar un cuadro resumen de todas las etapas del proceso de

conexión con los responsables y plazos respectivos


Sur C.A.



Se recomienda realizar una etapa final de socialización a fin de aclarar nuevos

conceptos de estos elementos activos en las redes de distribución y obtener

retroalimentación de experiencias de conexión de CGDs


Sur C.A.



El proyecto de regulación, hace una mención muy general a los requisitos para la

emisión de la factibilidad conexión o no de un proyecto de generación distribuida.

Se debe incluir los parámetros necesarios para elaborar un estudio de coordinación

de protecciones dependiendo de la capacidad y tipo de generación a instalar,

además de recomendar un sistema de "protecciones tipo".


Sur C.A.



La normativa no contempla ni hace referencia a estándares o certificaciones de

calidad del equipamiento, ni de "procedimientos tipo" para las actividades de

puesta en marcha de las centrales de generación distribuida. Se recomienda que

se incluya en la regulación los lineamientos de pruebas técnicos mínimas que

deberán cumplir la empresa o consumidor previo a la energización.


Sur C.A.



Es necesaria la aprobación del equipamiento eléctrico, el cual debe cumplir con los

requerimientos técnicos del sistema de distribución a conectarse y las normativas

internacionales correspondientes


Sur C.A.



De alguna manera debe verse la posibilidad de que la Regulación Nro. ARCONEL

– 003/18 sobre Generación fotovoltaica debe complementar al proyecto de

regulación, siendo parte del documento para el manejo de sistemas pequeños, en

lugar de ser derogada.

CENACEOficio Nro. CENACE-CENACE-2020-0020-O

16 de enero de 20201 Observación general

Se solicita utilizar comillas en los textos que hayan sido copiadas de forma exacta del

archivo original


16 de enero de 20202 3 CGDs., PME Se utilizan estos términos sin una definición previa


16 de enero de 20203 4 Colapso parcial del SEP.- Pérdida significativa de carga en una zona del SNI o áreas vinculadas al SNI.

Colapso parcial del SEP.- Pérdida significativa de carga en una zona del SNI o zonas

vinculadas al SNI.

Por una parte se habla de zona y por otra de area; se entiende que corresponde a las

cargas que son alimentadas a traves de los puntos de conexión. Se suguiere revisar la

redacción.



Cargo Variable - CV: Precio unitario de energía al que se reconoce una transacción comercial, dado en

USD/MWh o USD/kWh

Cargo variable: Es el valor económico en el que se incurre para operar y mantener los

equipos de generación o autogeneración y que varían en función de la magnitud de la

producción de energía, dado en USD/MWh o USD/kWh.

Es necesario que exista una homologación de definciones en los proyectos de

regulaciones, se recomienda acoger la defición del proyecto de la Regulación Comercial.



Contrato regulado para comercialización directa (CRCD): Contrato de compra venta de energía

suscrito entre una EGDH propietaria de una CGD de capacidad nominal instalada menor a 1 MW y

la Distribuidora a cuyas redes se encuentra conectada

Contrato regulado para comercialización directa (CRCD): Contrato regulado

suscrito una EGDH propietaria de una EGD de capacidad menor o igual a 1 MW,

con la Empresa Eléctrica de Distribución en cuya área de concesión se encuentra

conectado, para la compraventa de energía y cuyos aspectos técnicos y

comerciales se rigen por lo establecido en presente regulación, la LOSPEE y su

Reglamento.

Definición alineada a la NRTC


16 de enero de 20206 6 Se conecta a las redes de medio o bajo voltaje de un sistema de distribución, de manera directa o indirecta.

Especificar a que se refieren de manera directa o indirecta (ej: se refiere cuando se conecta

a una carga que se encuentra junto a la carga o que está lejos de la carga), cómo

interviene la propiedad de las líneas.


16 de enero de 20207 7b ..fuentes de ERNC que constan en el PME, sin que medie un PPS Falta definir que es PPS



Las Distribuidoras podrán identificar proyectos de generación distribuida que permitan resolver problemas de:

confiabilidad y seguridad de sus sistemas de distribución, así como de calidad o pérdidas de energía, y que su

implementación y resultados esperados sean más eficientes que otras soluciones estudiadas.

Las Distribuidoras podrán identificar proyectos de generación distribuida que permitan

resolver problemas de: confiabilidad y seguridad de sus sistemas de distribución, así como

de calidad o pérdidas de energía, y que su implementación y resultados esperados sean

más eficientes que otras soluciones estudiadas, con el respaldo técnico documentado


16 de enero de 20209 10,1

Máxima capacidad nominal de CGDs a instalarse por Distribuidora

La capacidad nominal acumulada de CGDs para las cuales una Distribuidora podrá autorizar la conexión a sus

redes eléctricas, para los casos señalados en los literales c) y d) del numeral 7 de esta Regulación, no será

mayor que el 3% de la demanda máxima de la Distribuidora registrada en el año inmediato anterior a la fecha

de solicitud de la factibilidad de conexión. Para el cálculo de dicha capacidad nominal acumulada, la

Distribuidora considerará la capacidad nominal de las CGDs para las cuales se obtenga la factibilidad de

conexión a partir de la vigencia de la presente Regulación, y que la misma se encuentre vigente a la fecha de

cálculo, sea que las empresas o consumidores cuenten o no con un Título Habilitante o Certificado de

Calificación, según corresponda.

Aclarar si la demanda máxima a la que se refiere, así como la capacidad de CGDs se

refiere a demanda de potencia o demanda de energía.

En esta regulación se deberá aclarar cómo se procederá con en las distribuidras donde se

supere el 3% de la demanda en generación instalada en sus redes.

Sin perjuicio de lo anotado, es necesario considerar que el límite del 3% luce insuficiente si

lo que se desea es fomentar el desarrollo de generación distribuida en línea con las

tendencias mundiales. Asimismo, deberían incrementarse las oportunidades para

conseguir inversión privada en generación distribuida.


16 de enero de 202010 10,1

No habrá restricción en cuanto a la capacidad nominal máxima de CGDs que una Distribuidora podrá autorizar

a conectarse a sus redes eléctricas, mediante el otorgamiento de la factibilidad de conexión, para los casos

señalados en los literales a) y b) del numeral 7 de esta Regulación.

No habrá restricción en cuanto a la capacidad nominal máxima de CGDs que una

Distribuidora podrá autorizar a conectarse a sus redes eléctricas, si esto no afecta la

calidad y seguridad en el abastecimiento de la demanda, mediante el otorgamiento de

la factibilidad de conexión, para los casos señalados en los literales a) y b) del numeral 7

de esta Regulación.

El texto deberá señalar que la capacidad de CGDs a instalarse deberá observar las

restricciones de la red de distribución.


16 de enero de 202011 10.1

No habrá restricción en cuanto a la capacidad nominal máxima de CGDs que una Distribuidora podrá autorizar

a conectarse a sus redes eléctricas, mediante el otorgamiento de la factibilidad de conexión, para los casos

señalados en los literales a) y b) del numeral 7 de esta Regulación.

Analizar las imnplicaciones en la confiabilidad del abastecimiento de una Distribuidora

cuando una cantidad importante de su demanda de la Distribuidora fuese abastecida por

CGD.


16 de enero de 202012 11.2 La Distribuidora….., en un plazo de siete(7) días…. La Distribuidora….., en un plazo de siete(7) días calendario… Acotar fechas (si son días calendario o laborables)


16 de enero de 202013 11.3.1.

11.3.1.1 Caso 1

11.3.1.2 Caso 2

La necesidad de análisis de la afectación a la calidad de servicio por la conexión y

desconexión de CGDs, más que a la configuración de la conexión de éstos, debería

depender de la capacidad del CGD en relación a la demanda de potencia a donde se

conecta.


16 de enero de 202014 11.3.3

En el caso de los consumidores, el Proponente y la Distribuidora considerarán el siguiente esquema de

conexión

Se debe tener presente que los Inversores provocan distorsiones en el punto de conexión,

afectando en muchos casos al factor de potencia de la carga


RESPUESTA



Difusión Externa

REVISIÓN


16 de enero de 202015 11,4

Las solicitudes de factibilidad de conexión de las CGDs que no puedan ser tramitadas por restricciones de

capacidad, determinadas según lo señalado en los numerales 10.1, 10.2 o 10.3, serán registradas por la

Distribuidora en sus bases de datos, las cuales formarán parte de una lista de espera, organizadas en orden

cronológico en función de la fecha de solicitud.

Las solicitudes de factibilidad de conexión de las CGDs que no puedan ser tramitadas por

restricciones de capacidad de la red de distribución, determinadas según lo señalado en los

numerales 10.1, 10.2 o 10.3, serán registradas por la Distribuidora en sus bases de datos,

las cuales formarán parte de una lista de espera, organizadas en orden cronológico en

función de la fecha de solicitud.

Aclaración del texto


16 de enero de 202016 11,5

Para los CGD con capacidad mayor a 1 MW debe existir una especificación para que se

informe al Operador Nacional de Electricidad, que realiza el despacho centralizado, en

cuanto a la vigencia de la factibilidad de conexión ligada al título habilitante


16 de enero de 202017 12

La Regulación debe definir explícitamente los pasos que el promotor e instituciones deben

seguir cuando el aumento de capacidad vaya de un valor menor que 1 MW y luego supere

este valor hasta un máximo de 10 MW


16 de enero de 202018 13

La regulación debe especificar qué ocurre una vez que se cumpla el plazo de vigencia del

certificado de calificación del consumo (asociado a la vida útil)


16 de enero de 202019 15

El proceso de conexión de la CGD a la red de distribución se cumplirá conforme lo señale el

instructivo de conexión de la Distribuidora.

Las exigencias de la Distribuidora en cuanto a las características, equipos y componentes que debe

contemplar el campo de conexión, y que serán verificadas previo a la conexión de la central, no

serán mayores que las establecidas en: 1) los estudios entregados por el Proponente, 2) el informe

de análisis de factibilidad de conexión, y 3) los lineamientos señalados en la factibilidad de conexión,

según corresponda, conforme lo establecido en el numeral 10 de esta Regulación.

El propietario de la central otorgará las facilidades necesarias a la Distribuidora a fin de que realice

las inspecciones, verificaciones y pruebas que considere pertinente a los equipos e instalaciones del

campo de conexión.

Adicionalmente, dependiendo si el propietario de la CGD es una EGDH o un consumidor, se deberá

observar lo siguiente.

15.1 Para CGDs de EGDHs públicas, de economía mixta, privadas y de la economía popular y

solidaria

Previo a la conexión de la CGD al sistema de distribución, la Distribuidora y la EGDH propietaria de

la CGD suscribirán el contrato de conexión, el cual se sujetará al modelo establecido en la normativa

vigente. Se incluirá como Anexo al contrato de conexión, el informe de análisis de factibilidad de

conexión.

Los aspectos a considerarse con relación a las pruebas técnicas y experimentales, remuneración de

la energía entregada al sistema durante el periodo de pruebas técnicas, e inicio de operación

comercial, se sujetarán a lo establecido en la Regulación Nro. ARCONEL-002/16, “Requisitos y

procedimiento para las etapas de pruebas técnicas y de operación experimental, previas al inicio de

la operación comercial de centrales o unidades de generación” o la que la sustituya; adicionalmente,

se considerarán las pruebas específicas señaladas en la Regulación Nro. ARCONEL – 004/15,

“Requerimientos Técnicos para la Conexión y Operación de Generadores Renovables No

Convencionales a las Redes de Transmisión y Distribución” o la que la sustituya, cuando

corresponda.

No se remunerará la energía producida durante la etapa de pruebas técnicas de ningún tipo de

CGD.

La energía neta producida por las CGDs, durante el periodo de operación experimental, de

propiedad de EGDHs que hayan suscrito contratos regulados o un CRCD, será remunerada por la

demanda regulada en conformidad a lo siguiente:

a. La energía producida por centrales hidroeléctricas será remunerada al costo variable de

15 CONEXIÓN, PRUEBAS E INICIO DE OPERACIÓN

15.1. CONEXIÓN A LA RED DE DISTRIBUCIÓN

El proceso de conexión de la CGD a la red de distribución se cumplirá conforme lo

señale el instructivo de conexión de la Distribuidora.

Las exigencias de la Distribuidora en cuanto a las características, equipos y

componentes que debe contemplar el campo de conexión, y que serán verificadas

previo a la conexión de la central, no serán mayores que las establecidas en: 1) los

estudios entregados por el Proponente, 2) el informe de análisis de factibilidad de

conexión, y 3) los lineamientos señalados en la factibilidad de conexión, según

corresponda, conforme lo establecido en el numeral 10 de esta Regulación.

El propietario de la central otorgará las facilidades necesarias a la Distribuidora a fin

de que realice las inspecciones, verificaciones y pruebas que considere pertinente

a los equipos e instalaciones del campo de conexión.

Adicionalmente, dependiendo si el propietario de la CGD es una EGDH o un

consumidor, se deberá observar lo siguiente.

a) Para CGDs de EGDHs públicas, de economía mixta, privadas y de la economía

popular y solidaria

Previo a la conexión de la CGD al sistema de distribución, la Distribuidora y la

EGDH propietaria de la CGD suscribirán el contrato de conexión, el cual se

sujetará al modelo establecido en la normativa vigente. Se incluirá como Anexo al

contrato de conexión, el informe de análisis de factibilidad de conexión.

b) Para CGD de propiedad de consumidores

Una vez cumplidas las pruebas y verificaciones de los equipos e instalaciones en el

campo de conexión, la Distribuidora suscribirá con el consumidor el Contrato de

Suministro que considere las nuevas condiciones. Para el efecto se utilizará el

modelo establecido en el Anexo 3.

15.1. PRUEBAS TÉCNICAS, EXPERIMENTALES E INICIO DE OPERACIÓN

Para las CGDs de EGDHs públicas, de economía mixta, privadas y de la economía

popular y solidaria mayores o iguales a 1 MW, los aspectos a considerarse para la

etapa de pruebas técnicas y experimentales e inicios de operación comercial, se

sujetarán a lo establecido en la Regulación Nro. ARCONEL-002/16, “Requisitos y

procedimiento para las etapas de pruebas técnicas y de operación experimental,

previas al inicio de la operación comercial de centrales o unidades de generación”


16 de enero de 202020 15

El ingreso a operación de nuevas centrales de generación mayores a 1MW deben ser

coordinadas con CENACE, aspecto que debe considerarse en este reglamento, así como la

obligación de cumplir con los requisitos de ingreso de nuevas instalaciones establecidos en

la normativa correspondiente.


16 de enero de 202021 15

Las centrales de generación mayores a 1 MW deberán entregar la información técnica a

CENACE, conforma a la normativa correspondiente


16 de enero de 202022 15,1

No se remunerará la energía producida durante la etapa de pruebas técnicas de ningún tipo de CGD.

La energía neta producida por las CGDs, durante el periodo de operación experimental, de propiedad de

EGDHs que hayan suscrito contratos regulados o un CRCD, será remunerada por la demanda regulada en

conformidad a lo siguiente:

a. La energía producida por centrales hidroeléctricas será remunerada al costo variable de producción

establecido en la normativa correspondiente.

b. La energía producida por centrales no hidroeléctricas será remunerada al costo variable de producción

declarado al CENACE en conformidad con lo establecido en la normativa vigente.

No se remunerará la energía producida durante la etapa de pruebas técnicas de ningún tipo

de CGD.

La energía horaria neta producida por las CGDs, durante el periodo de operación

experimental, de propiedad de EGDHs que hayan suscrito contratos regulados o un CRCD,

será remunerada por la demanda regulada en conformidad a lo siguiente:

a. La energía horaria neta producida por centrales hidroeléctricas cuya potencia nominal

instalada sea mayor a 1 MW será remunerada al costo variable de producción establecido

en la normativa correspondiente.

b. La energía horaria neta producida por centrales no hidroeléctricas cuya potencia nominal

instalada sea mayor a 1 MW será remunerada al costo variable de producción declarado al

CENACE en conformidad con lo establecido en la normativa vigente.

Para poder determinar la energía horaria producida es necesario que las CGDs cumplan lo

establecido en la Regulación 001/16.


16 de enero de 202023 15,1

b. La energía producida por centrales no hidroeléctricas será remunerada al costo variable de producción

declarado al CENACE en conformidad con lo establecido en la normativa vigente.

b. La energía producida por centrales no hidroeléctricas cuya potencia nominal instalada

sea mayor a 1 MW será remunerada al costo variable de producción declarado al CENACE

en conformidad con lo establecido en la normativa vigente, dentro de los valores

aceptables de costo variable por tipo de tecnología definidos por ARCONEL


16 de enero de 202024 17,1

Las CGDs de capacidad nominal instalada igual o mayor a 1 MW, basadas en ERNC, operadas por EGDHs,

serán despachadas por el CENACE considerando que su costo variable de producción es igual a cero.

Las CGDs de capacidad nominal instalada igual o mayor a 1 MW, basadas en ERNC,

operadas por EGDHs, serán despachadas de manera preferente por el CENACE.

El texro "considerando que su costo variable de producción es igual a cero" se constituye

en un artificio para disponer "despacho preferente". Es mejor utilizar el término

directamente.


16 de enero de 202025 17,1

Las EGDHs propietarias de CGDs de capacidad nominal instalada igual o mayor a 1 MW cumplirán las

condiciones de despacho que disponga el CENACE, en coordinación con la Distribuidora.

En coordinación con la Distribuidora, las EGDHs propietarias de CGDs de capacidad

nominal instalada igual o mayor a 1 MW cumplirán las condiciones de despacho que

disponga el CENACE


16 de enero de 202026 17,1

Las EGDHs propietarias de CGDs de capacidad nominal instalada menor a 1 MW, remitirán a la Distribuidora,

hasta las 10:00 de cada día, la programación de la potencia diaria/horaria a ser despachada dos días después,

con el objeto de que la Distribuidora calcule la proyección de las demandas que se reflejarán en los puntos de

conexión del sistema de distribución al sistema de transmisión, y que serán reportadas al CENACE un día

antes de la operación en tiempo real, en conformidad con la normativa vigente.

Las EGDHs propietarias de CGDs de capacidad nominal instalada menor a 1 MW, remitirán

a la Distribuidora, hasta las 08:00 de cada día, la programación de la potencia

diaria/horaria a ser despachada dos días después, con el objeto de que la Distribuidora

calcule la proyección de las demandas que se reflejarán en los puntos de conexión del

sistema de distribución al sistema de transmisión, y que serán reportadas al CENACE un

día antes de la operación en tiempo real, en conformidad con la normativa vigente.

CENACE debe recibir la información de las empresas Distribuidoras previamente a las

10:00


RESPUESTA



Difusión Externa

REVISIÓN


16 de enero de 202027 17.2.2

Las CGDs de capacidad igual o mayor a 1 MW, basadas en combustibles fósiles, operadas por una EGDH,

serán despachadas por el CENACE en coordinación con la Distribuidora a cuyo sistema se encuentren

conectadas

Las CGDs de capacidad igual o mayor a 1 MW, basadas en combustibles fósiles, operadas

por una EGDH, serán despachadas por el CENACE en orden de su CVP al mínimo costo

de producción. De requerirse su operación por requerimientos de la Distribuidora en cuyo

sistema se encuentren conectadas, éste requerimiento deberá ser informado por la

Distribuidora a CENACE

Las reglas de despacho deben mantenerse para todos los generadores sujetos al despacho

centralizado


16 de enero de 202028 17.2.2

Para el efecto, la EGDH propietaria de la CGD proporcionará al CENACE y a la Distribuidora, la información

técnica que le sea solicitada, en los plazos y en los formatos que estas entidades establezcan.

Para el efecto, la EGDH propietaria de la CGD proporcionará al CENACE y a la

Distribuidora, la información técnica definida en la normativa e instructivo para el ingreso de

centrales de generación y la necesaria para la modelación en el modelo de optimización,

que le sea solicitada, en los plazos y en los formatos que estas entidades establezcan.

Existe normativa de detalle donde se definen los requerimientos para la conexión e ingreso

en los modelos de despacho y supervisión


16 de enero de 202029 18

Es responsabilidad de los propietarios de las CGDs, planificar, financiar y ejecutar los mantenimientos de las

centrales, equipos e instalaciones asociados.

Es responsabilidad de los propietarios de las CGDs, planificar, financiar y ejecutar los

mantenimientos de las centrales, equipos e instalaciones asociados.

La gestión de mantenimientos para unidades mayores a 1 MW debe realizarse de

conformidad a lo estabecido para las unidades sujetas a despacho centralizado


16 de enero de 202030 19,1

El CENACE es responsable de la liquidación de la energía generada por las CGDs de capacidad nominal

instalada igual o mayor a 1 MW, en conformidad con lo establecido en la normativa específica.

El cargo variable para CGDs no hidroeléctricas será igual al Costo Variable de Producción que sea declarado

al CENACE en conformidad con lo que se establezca en la normativa vigente.

Para las centrales EGDHs que líquida CENACE ( 1 A 10 MW), estas unidades deben

cumplir las regulaciones 001/16, 003/16, como estas unidades reciben cargo fijo, sería

necesario aplicar el Anexo A del proyecto de "Regulación Comercial", es decir se requiere el

calculo de la Potencia Disponible asociado un factor de disponibilidad; así como la

declaración de disponibilidad al Operador del Sitema.


16 de enero de 202031 19,1

Las EGDHs públicas propietarias de CGDs de capacidad nominal instalada igual o mayor a 1 MW venderán

toda su energía generada a las Distribuidoras, en proporción a su demanda regulada, a través de contratos

regulados.

Las EGDHs públicas propietarias de CGDs de capacidad nominal instalada igual o mayor a

1 MW venderán toda su energía generada a las Distribuidoras, en proporción a su demanda

regulada, a través de contratos regulados, los cuales serán registrados por CENACE en

función de la normativa correspondiente.


16 de enero de 202032 19,1

Las EGDHs públicas propietarias de CGDs de capacidad nominal instalada menor a 1 MW venderán toda su

energía generada a la Distribuidora a cuyas redes se encuentre conectada, a través de un CRCD.


venderán toda su energía generada a la Distribuidora a cuyas redes se encuentre

conectada, a través de un CRCD, el cual denberá ser informado a la ARCONEL.


16 de enero de 202033 19,2

El cargo variable corresponderá al Costo Nivelado de la Energía – LCOE, el cual será calculado aplicando la

metodología que apruebe la ARCONEL.Eliminar

Este párrafo está en contraposición con lo estipulado en los numerales precedentes,

específicamente con el numeral 15.1.

El LCOE se emplea para comparar proyectos de generación con tecnologías discímiles con

el fin de determinar su viabilidad económica, no con fines de liqudiación.


16 de enero de 202034 19,2

Las condiciones comerciales que se establezcan en los contratos bilaterales que suscriba la EGDH con

grandes consumidores serán establecidas entre las partes.

Las condiciones comerciales que se establezcan en los contratos bilaterales que suscriba

la EGDH con grandes consumidores serán establecidas entre las partes y la liquidación

corresponderá a las empresas suscriptoras.


16 de enero de 202035 19,2

Para la liquidación se considerará lo siguiente:

a) Para CGDs de capacidad mayor o igual a 1 MW

proporcional a su demanda regulada.

grandes consumidores; el orden de asignación de la energía a cada gran consumidor será en función del

orden en que la EGDH haya efectuado el registro de los contratos bilaterales ante el CENACE.

sobrante será asignada a la demanda regulada.

consumidores con los cuales la EGDH tiene suscrito contratos bilaterales, la energía faltante será considerada

como una transacción de corto plazo, y será cancelada por los grandes consumidores.

Para el cálculo de los valores mensuales a liquidarse a la demanda regulada se considerará la metodología

establecida en el Anexo 4.



requerimientos de los grandes consumidores con los que haya suscrito contratos

bilaterales.

Consumidores será asignada a la demanda regulada en proporción a su demanda

comercial horaria.

horario de los grandes consumidores con los cuales la EGDH tiene suscrito contratos

bilaterales, la energía horaria faltante será valorada al costo horario de la energía y este

valor será cubierto por la EGDH deficitario. El valor recaudado será asignado como un

ingreso a las Empresas de Distribución e función de la demanda comercial horaria.

establecida en la Regulación Régimen de las transacciones comerciales en el sector

eléctrico ecuatoriano

Es necesario establecer consistencia con la Regulación Régimen de las transacciones

comerciales en el sector eléctrico ecuatoriano


16 de enero de 202036 19,2

b) Para CGDs de capacidad menor a 1 MW que hayan suscrito contratos bilaterales

• Se sujetará a los criterios de liquidación establecidos en el literal a), con la particularidad de que la energía

que le corresponda a la demanda regulada será asignada a la Distribuidora a cuyas redes se encuentre

conectada la CGD.

b) Para CGDs de capacidad menor a 1 MW que hayan suscrito contratos bilaterales

• Se sujetará a los criterios de liquidación establecidos en el literal a), con la particularidad

de que la energía que le corresponda a la demanda regulada será asignada a la

Distribuidora a cuyas redes se encuentre conectada la CGD y la liquidación será efectuada

por la Empresa de Distribución correspondiente.


RESPUESTA



Difusión Externa

REVISIÓN


16 de enero de 202037 19,3



• La liquidación será realizada por el CENACE.

• La energía que le corresponda a la demanda regulada será asignada a todas las Distribuidoras, de manera

proporcional a su demanda regulada.

• La energía horaria mensual que genere una CGD se destinará primero para atender los requerimientos de los

grandes consumidores; el orden de asignación de la energía a cada gran consumidor será en función del

orden en que la EGDH haya efectuado el registro de los contratos bilaterales ante el CENACE.

• La energía horaria sobrante será asignada a la demanda regulada.

• Si la energía horaria generada por la CGD es insuficiente para cubrir el requerimiento horario de los grandes

consumidores con los cuales la EGDH tiene suscrito contratos bilaterales, la energía faltante será considerada

como una transacción de corto plazo, valorada al costo horario de la energía, y será cancelada por los grandes

consumidores a los que corresponda.

• En los contratos regulados que la EGDH suscriba con las Distribuidoras, se considerará un solo cargo

variable, en USD/MWh, igual al LCOE, calculado en conformidad a la metodología que apruebe la ARCONEL,

en base al cual se determinará los valores a ser facturados por la EGDH a las Distribuidoras por la energía

entregada.

• En caso la EGDH no haya suscrito contratos regulados, los excedentes de energía que sean inyectados a la

red de distribución serán liquidados como una transacción de corto plazo y asignados a la demanda regulada.

(...)



• La liquidación será realizada por el CENACE.

• La energía neta horaria que genere una CGD se destinará primero para atender los

requerimientos de los grandes consumidores con los que haya suscrito contratos

bilaterales.

• La energía neta horaria no comprometida en contratos bilaterales con Grandes

Consumidores será asignada a la demanda regulada en proporción a su demanda

comercial horaria.

• Si la energía neta horaria generada por la CGD es insuficiente para cubrir el requerimiento

horario de los grandes consumidores con los cuales la EGDH tiene suscrito contratos

bilaterales, la energía horaria faltante será valorada al costo horario de la energía y este

valor será cubierto por la EGDH deficitario. El valor recaudado será asignado como un

ingreso a las Empresas de Distribución e función de la demanda comercial horaria.

• Para el cálculo del ingreso por cargo fijo de la CGD se aplicará la metodología

establecida en la Regulación Régimen de las transacciones comerciales en el sector

eléctrico ecuatoriano

• En caso la EGDH no haya suscrito contratos regulados, los excedentes horarios de

energía neta que sean inyectados a la red de distribución serán liquidados con el costo

horario de la energía. Este valor será cubierto por la demanda regulada en de manera

proprocional a la demanda comercial horaria.

El párrafo tachado está en contraposición con lo estipulado en los numerales precedentes,

específicamente con el numeral 15.1.

El LCOE se emplea para comparar proyectos de generación con tecnologías discímiles con

el fin de determinar su viabilidad económica, no con fines de liquidación.


16 de enero de 202038 19,3

(…) El monto anual de energía que se reconocerá a este costo será de hasta el 10% de la energía anual

comprometida por la EGDH con los grandes consumidores, evaluación que se realizará en el transcurso de

cada año calendario. La energía que se genere por encima de este porcentaje será considerada como energía

no solicitada y, por lo tanto, no será remunerada.

Se propone la siguiente metodología:

Las CGD serán despachadas horariamente por el CENACE hasta el valor de potencia

resultante de la suma de las potencias máximas de los Grandes Consumidores con

contratos bilaterales con la EGDH. CENACE liquidará la energía neta horaria producida

hasta un valor que no exceda el 10% de aquella resultante de la potencia horaria que haya

sido despachada. Valores superiores se considerarán como energía no solicitada y no

serán remunerados. Para las CGD que empleen ERNC no aplicará el límite del 10%

señalado y CENACE liquidará la totalidad de la energía neta producida.

La disposición original de la propuesta de Regulación es inaplicable por las siguientes

razones:

1) No se puede comprometer a priori un valor fijo de energía con los grandes

consumnidores. Los contratos con los Grandes Consumidores cubren toda su demanda

(Pague lo Demandado),la cual es variable.

2) Al final del año, las transacciones comerciales ya se habrán liquidado. Cualquier señal

anual que se quiera aplicar a la energía ya liquidada podría implicar una devolución por

parte de la EGDH de valores económicos ya recibidos, con implicaciones en todo el

mercado, lo cual reflejaría un deficiente diseño regulatorio


16 de enero de 202039 19,3

b) Para CGDs de capacidad menor a 1 MW que hayan suscrito contratos regulados Se sujetará a los criterios

de liquidación establecidos en el literal a), con la particularidad de que la energía que le corresponda a la

demanda regulada será asignada a la Distribuidora a cuyas redes se encuentre conectada la CGD.

b) Para CGDs de capacidad menor a 1 MW que hayan suscrito contratos regulados Se

sujetará a los criterios de liquidación establecidos en el literal a), con la particularidad de

que la energía que le corresponda a la demanda regulada será asignada a la Distribuidora

a cuyas redes se encuentre conectada la CGD y la liquidación será efectuada por la

Empresa de Distribución correspondiente.


16 de enero de 202040 19.4.2.1;19,4,2,2;19,4,2,3

El CENACE calculará y publicará en su página Web, dentro de los primeros seis (6) días de cada mes, el

promedio del costo horario de energía del mes anterior, el cual servirá para que la Distribuidora calcule el

crédito a reconocerse al consumidor por la ERi.

El CENACE calculará y publicará en su página Web, dentro de los primeros diez (10) días

de cada mes, el promedio del costo horario de energía del mes anterior valorado con

costos internacionales de combustible, el cual servirá para que la Distribuidora calcule el

crédito a reconocerse al consumidor por la ERi.

Como es de conocimiento del Regulador, por disposicón normativa el proceso de

liqudiación del mercado culmina hasta el día 10 del mes siguiente al de la operación,

cuando se disponen de valores definitivos de todos los parámetros de la liqudiación

comercial. Antes no se podría garantizar que los valores que se puedan informar el día 6 no

vayan a sufrir cambios el día 10.


16 de enero de 202041 20,1

20.1 Para EGDHs públicas

La EGDHs públicas, sin excepción alguna, cumplirán las disposiciones establecidas en la Regulación Nro.

ARCONEL 001/16, Sistema de Medición Comercial – SISMEC – del Sector Eléctrico Ecuatoriano, o la que la

sustituya.

En el caso de las EGDHs públicas como se habla del reconocimiento de un cargo fijo, es

necesario que cumplan con la regulación 003/16 ( supervisión en tiempo real unidades

mayores a 5 MW) y declaren los valores de potencia disponible a CENACE, esto es

necesario ya que se requeriría la determinación de la disponibilidad técnica que luego es

utilizado en las liquidaciones del mercado para la deteminación del factor de disponibilidad.


16 de enero de 202042 27

Infracciones y Sanciones. Del CENACE

a) No publicar o retrasarse en la publicación del promedio del costo horario de la energía, de aceurdo a lo

estipulado en el numeral 19..42 de esta Regulación

Infracciones y Sanciones. Del CENACE

a) No publicar o retrasarse de manera injustificada en la publicación del promedio del costo

horario de la energía, de aceurdo a lo estipulado en el numeral 19..42 de esta Regulación

Se debe considerar lo expuesto en el numeral 19.4.2.3.

Sin perjuicio de lo anotado, resulta desproporcionado considerar este incumplimiento como

una infracción grave, puesto que está ligado a un proceso post operativo que no interfiere

en la gestión de las empresas o produce un perjuicio económico.


16 de enero de 202043 Disposiciones Transitorias

Primera.- En un término de 90 días contados a partir de la aprobación de esta Regulación, el CENACE y las

Distribuidoras implementarán o adecuarán sus procesos, sistemas de gestión de información y página Web a

fin de que se adapten a las disposiciones establecidas en esta Regulación, según les corresponda.

Primera.- En un término de 180 días contados a partir de la aprobación de esta Regulación,

el CENACE y las Distribuidoras implementarán o adecuarán sus procesos, sistemas de

gestión de información y página Web a fin de que se adapten a las disposiciones

establecidas en esta Regulación, según les corresponda.

Los plazos previstos son insuficientes para que CENACE logre implementar la gran

cantidad de modificaciones regulatorias que se introducen en la regulación. Se debe

considerar además que la impelmentación de sistemas tecnológicos está ligada a la

disposnibilidad de recursos económicos en las instituciones y está sujeta a los procesos de

contratos pública, ambos aspectos no controlados por las instituciones encargadas de

implementar los cambios regulatorios.


16 de enero de 202044 Disposicines Derogatorias

Se debe verificar que las regulaciones que tengan relación con la liquidación de las

centrales menores a 1 MW anteriores a la presente regulación sean también derogadas.


RESPUESTA



Difusión Externa

REVISIÓN


16 de enero de 202045 ANEXO 4

METODOLOGÍA PARA LA LIQUIDACIÓN MENSUAL DE LA ENERGÍA ENTREGADA A LA DEMANDA

REGULADA POR EGDH QUE CONSTRUYAN Y OPEREN CGDs CONTEMPLADAS EN EL PME.

Se debe eliminar este Anexo 4 por las siguiente razones:

Este Anexo no es aplicable a la liquidación que realiza CENACE (CGD entre 1 y 10 MW) y

debe eliminarse debido a que:

1) No está en concordancia con lo definido en el Reglamento de la LOSPEE de que los

contratos regulados deben contemplar un cargo fijo y un cargo variable.

2) No está en concordancia con lo establecido en el numeral 19.1 de la presente

regulación.

3) Introduce una doble remuneración de la energía que ya se liquida horariamente, ésta se

pretende liquidar nuevamente a través de una liquidación mensual.

4) Establece una contradicción con el cargo fijo mensual que definido para los contratos

regulados.

5) Hace referencia a una Energía Anual Comprometida que en principio no depende de la

CGD sino que para la centrales mayores de 1 MW está ligada al despacho económico bajo

control de CENACE cuando no son ERNC o a la disponibilidad de recurso primario, cuando

son ERNC.

6) El Anexo prevé que previo a la liquidación de cualquier mes podría ser necesario

desarrollar un estudio "técnico con los debidos documentos de respaldo" estableciédose un

proceso engorroso e incompatible con los tiempos asigandos a la liqudiación de las

transacciones.

7) El Anexo introduce subjetividades técnicas que hacen imposible su aplicación.

En su lugar la Regulación debería señalar que el cargo fijo mensual se liquidará conforme lo

definido en la Regulación "Régimen de las transacciones comerciales en el sector eléctrico

ecuatoriano", en la cual se prevé el tratamiento de la potencia disponible como un

parámetro técnico que permite cuantificar el aporte de las centrales.


16 de enero de 202046 GENERAL

No se incluye en la normativa el tratamiento que se debe dar a la energía reactiva;

especialmente la que proviene de la Generación que requiere de sistemas de conversión.

Se debe elaborar un procedimiento para que se condicione el flujo de reactivos hacia o

desde la red en situaciones en las cuales se afecte el perfil de voltaje en el punto de

intercambio.



Se solicita utilizar comillas en los textos que hayan sido copiadas de forma exacta del

archivo original .

Se solicita que se incorpore y ítem de siglas y acrónimos. Falta especificar las

características técnicas hasta que valor se considera como generación distribuida y si las

redes de distribución aguantara estos valores

matriz de observaciones al proyecto de regulación …...distribuida en una red de bajo voltaje...

Documents