Norma Legal Oficial del día 09 de febrero del año 2018 (09/02/2018)

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TEXTO DE LA PÁGINA 25

El Peruano / Viernes 9 de febrero de 2018

NORMAS LEGALES

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(ii) Las alternativas posibles de expansión de generación para el cubrimiento del mediano y largo plazo, conforme lo indicado en el Artículo 15. (iii) Los datos de demanda deberán corresponder a las hipótesis planteadas conforme al Artículo 14. (iv) Los datos de demanda serán desagregados en potencia activa y reactiva, considerando que toda demanda tiene un factor de potencia no menor a 0,95. (v) Las instalaciones del Plan de Inversiones consideradas en el Informe de Diagnóstico. b) La información a considerar incluirá, al menos, parámetros eléctricos de las instalaciones de generación y transmisión y demás información relacionada con las simulaciones de flujos de carga, estudios de cortocircuito y estudios de comportamiento dinámico. 19.4 Para el Modelo de Simulación de la Operación Económica de Mediano y Largo Plazo a) La información a considerar por el modelo de simulación incluirá, por lo menos, lo siguiente: (i) Parámetros de entrada: número y duración de bloques horarios, costo de racionamiento, horas por bloques horarios para resolución mensual, costos unitarios de energéticos, horizonte de estudio, topología de la red. (ii) Para la demanda: datos de demandas en barras de energía, por bloques horarios (iii) Para centrales hidráulicas: - Registros hidrológicos. - La simulación de las cuencas hidráulicas, con detalle de capacidad de reservorios de regulación, anual, estacional y diarios. - Potencias efectivas de las unidades de generación. - Horas y meses de mantenimiento de las unidades. (iv) Para centrales térmicas: - Potencias efectivas de las unidades de generación. - Potencias mínimas permisibles. - Costos variables no combustibles. - Rendimientos térmicos. - Horas y meses de mantenimiento de las unidades. - Tasas de salida forzada de las unidades. (v) Para líneas de transmisión: - Capacidades de transmisión. - Parámetros de tensión, longitud, resistencia unitaria e impedancia unitaria. b) Para estudiar los costos y demás parámetros económicos asociados a la simulación energética de la operación del sistema, el COES utilizará valores auditables de costos variables de las unidades de generación actualizados a la fecha de estudio, inclusive para generadores a gas natural; para efectos de estos análisis se considerará rangos de variación extremos del precio del gas en el horizonte del estudio, como una incertidumbre más. Los precios de gas deben considerar todos los costos de suministro, transporte y distribución de gas que corresponda, aplicables a los generadores." "Artículo 20.- Sobre los Alcances del Plan de Transmisión El PT comprende todas aquellas instalaciones del SEIN descritas en los numerales 14.1, 14.2 y 14.3 del Reglamento, considerando las ITC que resulten de la aplicación de los criterios y metodologías establecidos en la presente norma. En el caso de las instalaciones que resulten de importancia fundamental para el mantenimiento de la seguridad, calidad y fiabilidad del SEIN se considerarán, en las Actualizaciones del Plan de Transmisión propuestas por el COES, a las instalaciones de Corriente Continua, las instalaciones flexibles de control (FACTS), tales como los Compensadores Estáticos de Potencia Reactiva (SVC),

los Compensadores Serie Controlados con Tiristores (TCSC), u otros componentes o sistemas, que resulten necesarios o convenientes para la operación del SEIN en su conjunto. Estas instalaciones serán propuestas a partir de los análisis del propio Plan de Transmisión o del Informe de Diagnóstico, así como de la planificación de la operación indicada en el Artículo 95 del Reglamento de la LCE." "Artículo 21.- Pautas Generales para la Elaboración del Plan de Transmisión 21.1 Para elaborar el PT el COES debe tener en cuenta lo siguiente: a) Resultados y conclusiones obtenidos durante la elaboración del Informe de Diagnóstico. b) Propuestas de solución presentadas por los Agentes del SEIN e interesados a la problemática identificada por el COES en el Informe de Diagnóstico, así como las instalaciones aprobadas por OSINERGMIN en el Plan de Inversiones vigente que, a criterio del COES, modifiquen la configuración de las instalaciones consideradas en el estudio del Plan de Transmisión. c) Otras presentaciones efectuadas por los Agentes del SEIN y los interesados, relativas a problemas que, pese a no haber sido identificados por el COES en el Informe de Diagnóstico, en opinión de dichos Agentes o interesados deben ser resueltos en el marco del PT. d) Previa evaluación y de manera justificada, el COES puede modificar y/o no tomar en cuenta los datos recibidos en razón de los literales a), b) y/o c) del presente numeral 21.1. e) La información entregada al COES y al Ministerio debe ser relevante, completa y remitida dentro de los plazos establecidos, siendo su titular el responsable de ello, en concordancia con lo indicado en el numeral 18.1 del Reglamento." Artículo 2.- La presente Resolución Ministerial entrará en vigencia a partir del día siguiente de su publicación en el Diario Oficial El Peruano. DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS TRANSITORIAS Primera: La planificación de las ITC de las Áreas de Demanda se incluirá progresivamente en las Actualizaciones del Plan de Transmisión. En la Actualización del Plan de Transmisión que se proponga en el año de la entrada en vigencia de la presente Norma, solo se incluirá la planificación del Área de Demanda 1. Además, se hará un análisis de la reconfiguración de la topología de las líneas existentes de 220 kV de las Áreas de Demanda 6 y 7, compatibilizándolas con el PT, a fin de reducir las congestiones y controlar los niveles de cortocircuito. Para los casos mencionados, se podrá utilizar la información de las proyecciones de demanda, configuraciones de las redes existentes y proyectadas y otra información que sea requerida, del Plan de Inversiones de Transmisión vigente, de manera alternativa o complementaria a la información referida en el numeral 14.9 de la presente Norma. Segunda: Para las siguientes Actualizaciones del Plan de Transmisión, se incluirán progresivamente otras Áreas de Demanda hasta completar todas las existentes. La incorporación de Áreas de Demanda se realizará en un plazo máximo de cinco años, de acuerdo a la priorización que establezca el COES en coordinación con OSINERGMIN. DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS FINALES Primera: En un plazo de ciento ochenta días calendario contados desde la entrada en vigencia de la presente Resolución Ministerial, el Ministerio de Energía y Minas y OSINERGMIN aprobarán las disposiciones complementarias y/o modificatorias que se requieran para la implementación de la presente Resolución Ministerial. Segunda: En un plazo de 18 meses contados desde la vigencia de la presente modificación, el COES debe