Norma Legal Oficial del día 09 de febrero del año 2018 (09/02/2018)
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TEXTO DE LA PÁGINA 22
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NORMAS LEGALES
Viernes 9 de febrero de 2018 /
El Peruano
proyecciones de demanda de Cargas Vegetativas, Cargas Especiales, Cargas Incorporadas, Proyectos de Ampliación y Grandes Proyectos; en este último, se considerarán de manera individual los Grandes Proyectos en construcción, estudio y exploración. c) Los Futuros de demanda baja serán formulados a partir de la Hipótesis Pesimista, sobre la base de las proyecciones de demanda de Cargas Vegetativas, Cargas Especiales, Cargas Incorporadas, Proyectos de Ampliación y Grandes Proyectos; en este último se considerarán de manera individual los Grandes Proyectos en construcción. 14.7 Criterios y Metodología de Formulación de Futuros de Exportación: Los Futuros de exportación de energía eléctrica por las interconexiones internacionales serán consecuencia de las hipótesis de intercambio internacional de energía, que deberá incluir el COES, con su respectivo sustento, en el PT. 14.8 Como resultado final de esta etapa se deberá obtener una matriz de Futuros de demanda de tres dimensiones, "N x 3 x A", donde "N" es la cantidad de Zonas conforme al Artículo 13, "3" es la cantidad de hipótesis (Base, Optimista y Pesimista) y "A" es la cantidad de años del horizonte de estudio. 14.9 Criterios y Metodología para la Proyección de las Demandas para la planificación de las ITC: A continuación, se describen los criterios y metodología para la proyección de las demandas para efectos de la planificación aplicables exclusivamente a las ITC: a) Las EDE, bajo responsabilidad, proporcionarán las proyecciones de demanda de sus Áreas de Demanda, con los respectivos sustentos, las cuales serán revisadas y, de ser el caso, observadas por el COES. En este último caso, las EDE deberán absolver las observaciones del COES en un plazo no mayor a 10 días útiles. De no levantarse las observaciones, el COES podrá usar la mejor información disponible. b) Las proyecciones de demanda serán en valores anuales de energía y potencia (máxima demanda anual), hasta el horizonte de 10 años, y adicionalmente al año 15. La máxima demanda anual deberá incluir su respectivo factor de carga y factor de pérdidas. c) Las proyecciones deben ser elaboradas mediante métodos y modelos de proyección basados en la metodología utilizada para la elaboración del Plan de Inversiones.
d) Las proyecciones que entreguen las EDE deberán incluir las de los Usuarios Libres de su concesión atendidos por otros Suministradores. Para este fin, los Suministradores realizarán encuestas a sus Usuarios Libres sobre sus futuros incrementos de carga en potencia y energía. Los Usuarios Libres tendrán un plazo de treinta (30) días calendarios para entregar la información a sus Suministradores, quienes a su vez tendrán un plazo de siete (7) días calendarios adicionales para entregar la información a las EDE. Estos últimos tendrán un plazo de catorce (14) días calendarios adicionales para entregar la información al COES. En caso de incumplimiento de entrega de información por parte de los Usuarios Libres o Suministradores, las EDE informarán al COES a efecto de la aplicación del numeral 7.3 precedente. e) Para el caso de los Usuarios Regulados, las demandas de energía y potencia eléctrica deben ser proyectadas por las EDE para el total de cada Área de Demanda, incluyendo la desagregación por cada subestación de Alta y Muy Alta Tensión existente y futura. Cada demanda desagregada deberá incluir su respectivo factor de carga y factor de pérdidas. Complementariamente, se deberá entregar la proyección de demanda espacial por coordenadas geográficas UTM de 1 km cuadrado, la cual será utilizada por el COES como información referencial." "Artículo 16.- Enfoque Metodológico 16.1 La Planificación de transmisión en el SEIN requiere enfrentar diversas incertidumbres tales como la evolución de la demanda, la expansión de la generación, entre otros. La metodología a aplicar para elaborar el PT tiene por objeto la selección de proyectos que demuestren que, en el largo plazo y ante las diferentes incertidumbres, se cumpla lo establecido en la definición 21 del Artículo 1 de la Ley. 16.2 La elaboración del PT se inicia en el año horizonte del estudio y se retorna al presente para determinar el año en el que se requiere la entrada de las nuevas instalaciones consideradas para el año horizonte. 16.3 La metodología a emplear deberá seguir un enfoque metodológico de solución de compromiso ("tradeoff") ante incertidumbres, conforme se muestra en la Figura Nº 3.
Figura Nº 3 16.4 Esta metodología involucra cuatro pasos: a) Formular adecuadamente el problema, en términos de Opciones, incertidumbres y Atributos. b) Crear una base de datos (conjunto relacionado de incertidumbres-opciones-atributos) y expandirla a efectos de obtener información representativa de un número importante de escenarios. c) Efectuar el análisis de trade-off. d) En caso de no encontrar soluciones robustas, complementar el análisis Trade-off con el análisis de minimizar el máximo arrepentimiento (MINIMAX). 16.5 Establecimiento de Escenarios a) La Tarea se inicia con la definición de las incertidumbres a evaluar y sus valores Medio, Alto y Bajo para todo el horizonte de estudio y para cada Zona definida conforme al Artículo 13.