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19 NORMAS LEGALES Domingo 5 de junio de 2022 El Peruano / NORMA “PROCEDIMIENTO PARA LA DETERMINACIÓN DE TRANSFORMADORES DE RESERVA EN LOS SST Y SCT” Artículo 1º.- Objetivo Establecer los criterios y la metodología para determinar la capacidad y ubicación óptima de los Transformadores de Reserva Compartida en los Sistemas Secundarios de Transmisión (SST) y Sistemas Complementarios de Transmisión (SCT) remunerados por la demanda, su remuneración y responsabilidades de los Agentes involucrados; así como, los formatos y plazos para la presentación de propuestas de Transformadores de Reserva Compartida. Artículo 2º.- Alcances Están comprendidos dentro del alcance de la presente norma, los Agentes que cuenten con instalaciones de los SST y SCT remuneradas por la demanda, excluyéndose aquellos titulares de instalaciones comprendidas en contratos de concesión del SCT y en las concesiones otorgadas al amparo del Texto Único Ordenado de las normas con rango de Ley que regulan la entrega en concesión al sector privado de las obras públicas de infraestructura y de servicios públicos, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 059-96-PCM, en el marco de dichas concesiones. Artículo 3º.- Base Legal Para efectos de la presente norma, se considera como base legal las normas que se indican a continuación y aquellas que las complementen, modi fi quen o sustituyan: • Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM. • Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica y el Reglamento de Transmisión, aprobado con Decreto Supremo Nº 027-2007-EM. • Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos y su Reglamento aprobado con Decreto Supremo Nº 042-2005-PCM. • Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM, Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía - Osinergmin. • Decreto Supremo Nº 004-2019-JUS, Texto Único Ordenado de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General. • Resolución Nº 080-2012-OS/CD, Norma “Procedimientos para la Fijación de Precios Regulados”. • Resolución Nº 217-2013-OS/CD, Norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión” (“Norma Tarifas”). • Resolución Nº 080-2022-OS/CD, “Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión”. Artículo 4º.- De fi niciones Para efectos de la presente norma, se emplearán las expresiones que contengan palabras, ya sea en plural o singular que empiezan con mayúsculas, según los signi fi cados que se indican a continuación o los contenidos en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento; la Ley Nº 28832; el Reglamento de Transmisión y la Norma Tarifas: 4.1. Agente: Empresa concesionaria de instalaciones de transmisión eléctrica del SST y SCT remunerados por la demanda. 4.2. Agente Bene fi ciario : Agente que es receptor de un Transformador de Reserva Compartida para su utilización en caso de daños por eventos de fallas. Este Agente es el responsable por la operación y el mantenimiento de estos equipos durante el tiempo en que los tenga en operación sujeta al numeral 6.10 de la presente norma, y hasta la entrega del mismo al Agente Propietarios en el sitio donde lo recibieron.4.3. Agente Propietario: Agente que es propietario y responsable de la operatividad y el correcto funcionamiento del Transformador de Reserva Compartida aprobado en un Plan de Inversiones cuando se encuentre dentro de sus instalaciones. Este Agente recibirá la remuneración asociada al Transformador de Reserva Compartida. Adicionalmente, este Agente podrá tener la condición de Agente Bene fi ciario cuando haga uso del Transformador de Reserva Compartida. 4.4. Áreas de Demanda: Defi nidas en el numeral 3.2 de la Norma Tarifas. 4.5. Costo de Energía No Servida: Valor económico expresado que se asigna por unidad de Energía No Servida (USD/kWh) por eventos de fallas o mantenimientos. Para eventos de falla se determinará a partir del Costo de Racionamiento que se utiliza en los Procesos de Fijación de Tarifas en Barra vigente, multiplicado por el factor que deriva de la relación entre el Costo de Racionamiento en Baja Tensión (1 624,08 USD/MWh) y el Costo de Racionamiento promedio del sector eléctrico (746 USD/MWh) o su respectiva actualización. Este valor económico se utilizará hasta que se de fi na el Costo de Falla en la regulación peruana. Para mantenimientos, se utilizará el Costo de Racionamiento establecido en los Procesos de Fijación de Tarifas en Barra vigente . 4.6. Costo de Racionamiento : De fi nido conceptualmente en el Anexo de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobada por Decreto Ley 25844. 4.7. Energía No Servida : Energía que no puede ser suministrada a los usuarios de un sistema eléctrico por falta de continuidad en el fl uido eléctrico, ocasionado por eventos de falla o mantenimientos de los equipos. 4.8. Factor de Carga : Es la relación entre la potencia media de una carga y la potencia máxima de la misma que resultará del per fi l de carga de cada trasformador. 4.9. Indisponibilidad: Condición del activo en el cual no ejerce sus funciones operativas en el sistema eléctrico de manera total o parcial, debido a eventos de fallas. 4.10. Modelo Markov-Montecarlo : Metodología basada en la modelación típica de procesos de Markov e integrada con el método de simulación Montecarlo. 4.11. Plan de Inversiones: Defi nido conforme al numeral V) del literal a) del artículo 139 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. 4.12. Potencia No Servida: Valor expresado en términos de MW/año que resulta del análisis de contingencia N-1 para cada uno de los transformadores en operación que se encuentran modelados en la red. 4.13. Simulaciones de Flujos de Carga: Estudios eléctricos de fl ujos de potencia por las redes y equipos eléctricos, así como de las tensiones en los diversos nodos del sistema en condiciones especí fi cas de generación y demanda. 4.14. Tasa de Fallas : Es el número acumulado de fallas de un tipo en el tiempo, a las que está expuesto una determinada clase de activo, durante un período de tiempo estadísticamente signi fi cativo. La tasa de fallas se mide como el inverso del promedio del tiempo operativo entre fallas de ese determinado tipo. 4.15. Tasas de Mantenimientos: Corresponden al inverso del tiempo medio entre mantenimientos de transformadores . 4.16. Tiempo Promedio de Duración de las Interrupciones : Es la relación entre la suma de los tiempos en los que un activo o equipo se encuentra indisponible y el número de eventos en los que ocurre la interrupción. 4.17. Transformador de Reserva Compartida: Transformador de potencia disponible en una subestación,