Anexo único · Modificación al artículo 19
Acuerdo Núm. A/025/2023 por el que la Comisión Reguladora de Energía modifica la resolución Núm. RES/948/2015 por la que se expiden las Disposiciones Administrativas de Carácter General en materia de acceso abierto y prestación de los servicios en la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución de energía eléctrica · Acceso abierto a RNT y RGD · Modificación de las DACG
Artículo 19. [...]
[...]
Con objeto de llevar un monitoreo uniforme para el Distribuidor, éste debe registrar y entregar a la Comisión, cada uno de los Indicadores requeridos conforme a los formatos que se establecen en el Apéndice C1. Formatos de Indicadores de Disponibilidad, Calidad y Continuidad.
Estos formatos son fichas técnicas donde se muestra el algoritmo de cálculo, objetivo, referencias internacionales, periodicidad de medición, entre otros elementos. El Distribuidor es responsable de administrar sus propios mecanismos y sistemas que lleven a un correcto y oportuno registro de datos básicos, métricas e indicadores.
19.1. [...]
19.1.1 [...]
a) [...]
b) [...]
c) El para las causas atribuibles al proceso de operación y mantenimiento del Distribuidor, debe ser menor o igual a 50 minutos por año a nivel nacional. Para lograr lo anterior, el Distribuidor debe establecer estrategias regionales de acuerdo con sus condiciones de infraestructura y entorno.
d) [...]
e) El resultado de la evaluación del índice , considerando causas atribuibles a operación y mantenimiento más los Casos Fortuitos o de Fuerza Mayor deben ser registrados para establecer estrategias que permitan en el futuro atender con mayor eficacia y eficiencia eventos similares.
f) [...]
g) [...]
h) [...]
La Comisión puede tomar en consideración las propuestas que realice el Comité Consultivo de Confiabilidad. Asimismo, el Distribuidor podrá someter a revisión de la Comisión la modificación del indicador, presentando soporte documental que justifique la propuesta de modificación y la Comisión resolverá sobre su modificación.
19.1.2. [...]
a) [...]
b) [...]
c) El índice para las causas atribuibles al proceso de operación y mantenimiento del Distribuidor, deber ser menor o igual a 0.94 interrupciones promedio anual por Usuario final a nivel nacional.
d) [...]
e) El resultado del , considerando causas atribuibles a operación y mantenimiento, además de Casos Fortuitos y de Fuerza Mayor debe ser registrado para establecer estrategias que permitan en el futuro atender con mayor eficacia y eficiencia eventos similares.
f) [...]
g) [...]
h) [...]
La Comisión puede tomar en consideración las propuestas que realice el Comité Consultivo de Confiabilidad. Asimismo, el Distribuidor podrá someter a revisión de la Comisión la modificación del indicador, presentando soporte documental que justifique la propuesta de modificación y la Comisión resolverá sobre su modificación.
19.1.3. [...]
a) [...]
b) [...]
c) El índice para las causas atribuibles a operación y mantenimiento debe ser menor o igual a 53 minutos anuales a nivel nacional, y para cada una de las regiones bajo responsabilidad del Distribuidor deben considerarse los siguientes criterios:
I. El índice de referencia es considerado de 53 minutos anuales a nivel nacional, atribuibles a operación y mantenimiento, por lo que el Distribuidor que logre un valor igual o inferior a este cumple con el requerimiento. Para el Distribuidor con valores superiores a 53 minutos anuales por causas atribuibles a operación y mantenimiento, cada año debe establecer metas que le permitan lograr el valor de referencia de manera gradual, con base en nuevas obras y modernización de las existentes, así como la implementación de medidas para mejorar sus estrategias operativas.
II. El índice considerando causas atribuibles a operación y mantenimiento más las causas excepcionales debe ser registrado para establecer estrategias que permitan en el futuro atender con mayor eficacia y eficiencia eventos similares.
III. El índice se determinará para cada División de Distribución y considerará sólo las interrupciones superiores a cinco minutos.
IV. Se evaluarán dos indicadores:
: Considera solo las interrupciones atribuibles al Distribuidor dentro de una División de Distribución.
: Considera interrupciones atribuibles al Distribuidor y debido a casos fortuitos dentro de una División de Distribución.
V. Las expresiones para evaluar los anteriores indicadores para un mes "m" se muestran a continuación:
d) Se deroga
e) Se deroga
f) Se deroga
g) Se deroga
h) Se deroga
La Comisión puede tomar en consideración las propuestas que realice el Comité Consultivo de Confiabilidad. Asimismo, el Distribuidor podrá someter a revisión de la Comisión la modificación del indicador, presentando soporte documental que justifique la propuesta de modificación y la Comisión resolverá sobre su modificación.
19.2. [...]
En las RGD que pertenezcan al MEM, el control operativo es responsabilidad del CENACE, mientras que el control físico está a cargo del Distribuidor. Por otro lado, en las RGD que no pertenezcan al MEM se realizará de conformidad con el Manual de Coordinación Operativa que forma parte de las Disposiciones Operativas del Código de Red o el que lo modifique o sustituya. Por lo anterior, el suministro eléctrico que proporcionan las RGD y que tiene como propósito asegurar la Continuidad del suministro de energía a todos los usuarios ubicados en diferentes regiones del país, tanto en poblaciones urbanas como rurales, es responsabilidad, según corresponda, del Distribuidor y del CENACE.
[...]
19.2.1. [...]
[...]
i. Índice de Restablecimiento de Suministro Eléctrico individual en las RGD.
ii. Índice de Restablecimiento de Suministro Eléctrico Sectorial por Falla.
iii. Se deroga.
iv. Índice de Conexión de Nuevos Suministros.
v. Índice de Reconexión de Servicios Suspendidos por Falta de Pago.
[...]
19.2.2. Índice de Restablecimiento del Suministro Eléctrico individual en las RGD
a) El Distribuidor debe contar con la capacidad para reestablecer el suministro a un servicio de acometida individual en las RGD ante una interrupción, así como identificar las medidas correctivas y/o preventivas que permitan mejorar la calidad y oportunidad en la atención.
b) El RRGD mide el porcentaje de eventos atendidos dentro del tiempo máximo comprometido para restablecer el suministro a usuarios con acometida individual en las RDG y se puede expresar mediante la siguiente expresión algebraica:
Donde:
VRSI: Número de eventos atendidos en el tiempo establecido para restablecer el suministro individual indicado en la Tabla 2. Métricas de calidad del servicio de transmisión y distribución contenida en el Apéndice B1.
NRSI: [...]
c) [...]
19.2.3. Índice de Restablecimiento de Suministro Eléctrico Sectorial por Falla
a) [...]
b) El RSESF mide el porcentaje de eventos atendidos dentro del tiempo máximo comprometido para restablecer el suministro, a un grupo de usuarios en baja o media tensión conforme a lo indicado en la Tabla 2. Métricas de calidad del servicio de transmisión y distribución contenida en el Apéndice B1 y que se puede expresar con la siguiente ecuación algebraica:
Donde:
VRSG: Número de eventos atendidos en el tiempo establecido en la Tabla 2. Métricas de calidad del servicio de transmisión y distribución contenida en el Apéndice B1 por restablecimiento de suministro grupal.
NRSG: [...]
c) [...]
19.2.4. Se deroga
19.2.5. Índice de Conexión de Nuevos Suministros
a) [...]
b) El CNS describe el porcentaje de eventos atendidos dentro del tiempo máximo comprometido para conectar nuevos suministros, conforme a lo establecido en la Tabla 1. Plazos por tipo de Solicitud contenida en el Apéndice B1 y, se puede describir mediante la siguiente expresión algebraica:
[...]
c) [...]
19.2.6. Índice de Reconexión de Servicios Suspendidos por Falta de Pago
a) [...]
b) El RSSFP mide el porcentaje de eventos atendidos dentro del tiempo máximo comprometido para reanudar el suministro suspendido, señalado en la Tabla 1. Plazos por tipo de Solicitud contenida en el Apéndice B1 y se puede expresar mediante la siguiente expresión algebraica:
[...]
Donde:
VRSC: Número de eventos atendidos en tiempo establecido para reanudar el suministro suspendido, Tabla 1. Plazos por tipo de Solicitud contenida en el Apéndice B1.
NRSC: [...]
c) [...]
19.3. [...]
19.3.1. [...]
[...]
Figura 1. Diagrama esquemático de la medición en el Nodo de Calidad.
19.3.2. [...]
a) [...]
b) [...]
c) [...]
d) [...]
e) [...]
19.3.3. Porcentaje de Cumplimiento de Factor de Potencia
a) Con la finalidad de maximizar la utilización de las RGD, el Distribuidor debe vigilar y controlar el flujo de potencia reactiva que circula en la Red Eléctrica mediante estrategias que sean técnicamente factibles y económicamente justificables acorde a las tecnologías disponibles, que mejoren el factor de potencia e incrementen el nivel de potencia activa que puede circular en las RGD.
b) Se considera un circuito con cumplimiento mensual cuando el promedio de los registros obtenidos es mayor o igual a un factor de potencia de 0.95 en atraso o en adelanto con un intervalo de medición de 10 minutos.
c) [...]
d) Se deroga.
e) El Distribuidor debe cumplir, para cada una de sus Divisiones de Distribución con el porcentaje de cumplimiento de factor de potencia requerido en al menos el 80% de los circuitos que dispongan de medidor digital.
f) [...]
g) No es atribuible al Distribuidor el no satisfacer el porcentaje de cumplimiento de factor de potencia requerido durante el periodo mensual de evaluación, cuando los circuitos presenten factor de potencia fuera del rango de cumplimiento establecido por las siguientes condiciones:
I. Circuitos con demanda máxima menor a 230 kW que presenten comportamiento inductivo.
II. Circuitos subterráneos que presenten comportamiento capacitivo y que no cuenten con equipos de compensación reactiva capacitiva instalados en las RGD.
III. Circuitos aéreos que presenten comportamiento capacitivo, que no cuenten con equipos de compensación reactiva capacitiva instalados en las RGD y que presenten una demanda promedio menor o igual a los valores señalados conforme a la siguiente tabla:
Nivel de tensión
· Demanda
·
13.8 kV
· 2 MVA
·
23 kV
· 3 MVA
·
34.5 kV
· 4.4 MVA
·
IV. Circuitos con cambios en el sentido de flujo de potencia activa debido a la presencia de generadores interconectados.
Por lo anterior, no se requerirá que el Distribuidor implemente acciones correctivas en estos circuitos específicamente para el cumplimiento de este indicador. El Distribuidor deberá proporcionar, a solicitud de la Comisión, información relacionada con los circuitos que se encuentren en los supuestos de este inciso.
h) El Distribuidor debe reportar los valores del porcentaje de cumplimiento de factor de potencia considerando y sin considerar los casos descritos en el inciso (g), diferenciando claramente ambos casos.
i) La Comisión puede tomar en consideración las propuestas que realice el Comité Consultivo de Confiabilidad. Asimismo, el Distribuidor podrá someter a revisión de la Comisión la modificación del indicador, presentando soporte documental que justifique la propuesta de modificación y la Comisión resolverá sobre su modificación.
19.4. [...]
a) [...]
b) [...]
c) [...]
d) Se debe contar con un sistema informático que lleve el registro de las interrupciones, así como el registro histórico. Dicho sistema informático debe ser de libre acceso para la Comisión.
e) [...]
i. [...]
ii. [...]
iii. [...]
iv. Se deroga
v. [...]
f) [...]
Apartado 4. Prestación de los Servicios
Anexo único · Modificación al artículo 18 · Anexo único · Modificación al artículo 20