Así nos evaluamos
GRI 103-3Con el propósito de mejorar y fortalecernos continuamente, en XM nos evaluamos con los indicadores definidos para los proyectos de máximo nivel y con los indicadores señalados por la CREG.
Indicadores de proyectos de máximo nivel
Estos indicadores nos permiten monitorear y revisar el logro de los proyectos que han sido definidos como prioritarios por la organización, en dos aspectos: , eficiencia en costo y en cronograma.
En 2021, alcanzamos los siguientes resultados en el portafolio de máximo nivel
Al cierre del año, el indicador de eficiencia en costos presentó un resultado de 1.10 y el de eficiencia en cronograma fue de 0.99, lo que evidencia un buen desempeño y resultados de los proyectos.
XM2: Indicadores CREG
En XM realizamos seguimiento continuo y reporte de aquellos indicadores definidos por la regulación vigente, en 2021, su comportamiento fue:
| No | INDICADOR | Meta | Periodicidad de la meta | T1 2021 | T2 2021 | T3 2021 | T4 2021 | Anual 2021 | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 | Calidad de los enlaces de comunicación del CND con los CRC | Disponibilidad de los enlaces de comunicación del CND con los CRC para el intercambio de información en tiempo real. Índice de disponibilidad = (Tiempo total - Tiempo indisponible) / Tiempo total) | 97.00% | trimestral | 99,54% | 99,45% | 99,52% | 99.54% | |
| 2 | Nivel de tensión del sistema | Número de veces en las que la tensión permanece por fuera de los rangos de tensión por un periodo mayor a un minuto y que tenga afectación directa sobre la demand | 5 | trimestral | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| 3 | Frecuencia del sistema | Número de veces en las que la frecuencia se desvía y permanece por fuera del rango por un periodo mayor a un minuto. | 3 | anual | 1 | ||||
| 4 | Publicación del despacho diario | Número de despachos programados publicados fuera del horario definido en la regulación | 3 | trimestral | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| 5 | Registro de fronteras comerciales y contratos de largo plazo | Número de retrasos en el registro de fronteras comerciales o de contratos de largo plazo | 0 | trimestral | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| 6 | Liquidación y facturación de transacciones en el MEM | Número de retrasos en la liquidación y facturación de transacciones en el MEM | 0 | trimestral | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| 7 | Liquidación y facturación de cargos por uso | Número de retrasos en la liquidación y facturación de cargos por uso | 0 | trimestral | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| 8 | Implementación de la regulación | Número de retrasos en la implementación de resoluciones expedidas por la Comisión | 0 | anual | 0 | ||||
| 9 | Requerimientos de información | Porcentaje de requerimientos atendidos en los plazos definidos. | 100% | trimestral | 100% | 100% | 100% | 100% | |
| 10 | Aprobación de garantías | Porcentaje de garantías aprobadas dentro de los plazos definidos en la regulación | 100% | trimestral | 100% | 100% | 100% | 100% | |
| 11 | Entrega de informes sobre eventos en el STN y STR | Porcentaje de informes entregados dentro de los plazos definidos | 100% | trimestral | 100% | 100% | 100% | 100% |
Fuente: XM
Indicadores de gestión financiera
La CREG establece una serie de indicadores de calidad para la administración financiera del mercado, los resultados obtenidos en 2021 evidencian la adecuada gestión financiera ejecutada por XM:
- Resolución CREG 024 de 1995 y Resolución CREG 008 de 2003: tiempo de distribución o transferencia de los recursos con una meta de tres días hábiles. En 2021 cumplimos esta meta, con un tiempo de transferencia promedio de 1.18 días para el negocio SIC y 1.02 para el negocio STN.
- Resolución CREG 174 de 2013: oportunidad en la aprobación de las garantías dentro de los plazos definidos en la Resolución CREG 019 de 2006, Resolución CREG 061 de 2007, Resolución CREG 093 de 2007 y Resolución CREG 024 de 2013. Este indicador se mide trimestralmente y fue cumplido al 100%.
Indicadores de la operación
Eventos de tensión fuera de rango
En la siguiente gráfica se muestran los eventos de tensión fuera de rango que se presentaron en 2021, tanto de forma mensual como acumulados:
Durante el 2021 no se superó el límite máximo permitido de número de eventos de tensión por fuera de rango (quince) según lo definido en el acuerdo CNO 1412, alcanzando un total de seis eventos en el año. Además, se puede evidenciar que para algunos meses no se presentaron eventos de tensión, mientras que en marzo y abril se presentaron la mayor cantidad de eventos de tensión con dos registros cada mes.
Variaciones transitorias de frecuencia
En la gráfica se presenta el registro de variaciones transitorias de frecuencia en el sistema de potencia por fuera del rango de 59.80 - 60.20 Hz durante el año 2021.
Este año no se superó el límite máximo permitido de variaciones transitorias de frecuencia según lo definido en el acuerdo CNO 1412. Durante el mes de junio se presentó el mayor número de eventos transitorios de frecuencia con un total de diez eventos. De los 47 eventos transitorios de frecuencia, 27 fueron asociados a unidades de generación, siete eventos asociados al sistema ecuatoriano (salidas de unidades de generación, pérdidas de carga y actuaciones del esquema de separación de áreas) y trece eventos asociados a contingencias en equipos de transmisión y transformación. Las plantas de generación que presentaron mayor número de desconexiones ocasionando excursiones de la frecuencia por fuera de los valores regulatorios, fueron Quimbo, con cinco eventos, y Sogamoso, con cuatro eventos.
De los eventos de frecuencia asociados al sistema ecuatoriano, uno de ellos tuvo una duración de 109 segundos por la pérdida de, aproximadamente, 1,000 MW de generación en la central Cocacodo Sinclair, la frecuencia alcanzó un valor de 59.69 Hz sin actuación del Esquema de Separación de Áreas, ESA, y/o Esquema de Deslastre Automático de Carga, EDAC.
Además, durante el 2021 se presentó un evento de frecuencia con actuación del ESA en el mes de abril.
Demanda no atendida por causas programadas
La siguiente gráfica muestra el porcentaje (índice) de demanda no atendida programada entre enero y diciembre de 2021, incluyendo el porcentaje mes a mes, así como el índice acumulado y el límite máximo.
En el mes de agosto se presentó el valor máximo de demanda no atendida programada con 0.171 %. En todos los meses del año excepto enero y septiembre, se superó el límite máximo (0.033 %). Estas situaciones se presentaron, dado el agotamiento de la red de transmisión y las consignaciones programadas requeridas para la entrada de nuevos proyectos durante el año.
Demanda no atendida por causas no programadas
La gráfica presenta el porcentaje (índice) de demanda no atendida no programada para 2021, incluyendo el porcentaje mes a mes, así como el índice acumulado y el límite máximo.
En el mes de marzo se alcanzó el porcentaje máximo de demanda no atendida por causas no programadas con un valor de 0.051 %. No obstante, en ninguno de los otros meses del año se alcanzó el límite máximo de 0.05 %.
Además de la evolución anual de los indicadores de operación, en la siguiente gráfica se muestra, también, un resumen de la demanda no atendida programada y no programada por subáreas operativas durante el 2021.
Durante el año, la subárea con mayor demanda no atendida programada fue GCM, y la subárea con mayor demanda no atendida no programada fue Bolívar, esto debido al agotamiento de la red de transmisión.
Durante el año, la subárea con mayor demanda no atendida programada fue GCM, y la subárea con mayor demanda no atendida no programada fue Bolívar, esto debido al agotamiento de la red de transmisión.
Retos 2022
GRI 103-2Aportar nuestra visión, conocimiento y experiencia para avanzar en temas de gran impacto para la operación del SIN y el MEM, de acuerdo con la agenda regulatoria publicada por el regulador. Entre los principales temas están:
- Construcción e implementación de las reglas para el despacho vinculante y los mercados intradiarios.
- Ajustes a las metodologías de Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad, ENFICC y asignación de Obligaciones de Energía Firme, OEF.
- Revisión del código de redes.
- Respuesta de la demanda.
- Revisión de reglas de la demanda desconectable voluntaria.
- Incorporación de recursos energéticos distribuidos.
- Código de medida de variables hidroeléctricas.
- Reglas de convocatorias de expansión del Sistema de Transmisión Regional, STR.
- Actualización de la metodología de remuneración de la transmisión.
- Actividades del Gestor Independiente de Datos e Información, GIDI.
En cuanto al Centro Nacional de Despacho, con la vertiginosa entrada de la generación renovable, en 2022 se espera:
- Continuar consolidando el proceso de pronósticos de generación en el CND.
- Avanzar en la integración de modelos de conversión recurso potencia en las herramientas del proceso, así como la incorporación de la información meteorológica de calidad reportada al CND.
- Continuar trabajando en la evolución de los sistemas tanto a nivel funcional como tecnológico, y en la integración de los productos en los procesos de la planeación y operación del CND.