RESOLUCION MINISTERIAL, Nº 051-2018-MEM/DM, PODER EJECUTIVO, ENERGIA Y MINAS - Modifican la Norma "Criterios y Metodología para la Elaboración del Plan de Transmisión", aprobada mediante la R.M. Nº 129-2009-MEM-DM-RESOLUCION MINISTERIAL-Nº 051-2018-MEM/DM
| Fecha de publicación | 09 Febrero 2018 |
| Fecha de disposición | 06 Febrero 2018 |
Lima, 6 de febrero de 2018
VISTOS: El Informe N° 313-2017/MEM-DGE e Informe N° 628-2017-MEM/OGJ emitidos por la Dirección General de Electricidad y la Oficina General de Asesoría Jurídica del Ministerio de Energía y Minas, respectivamente;
CONSIDERANDO:
Que, mediante Decreto Supremo N° 027-2007-EM se aprobó el Reglamento de Transmisión, el cual establece disposiciones reglamentarias respecto a las normas del Capítulo Quinto de la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Electrica, orientadas a la planificación y desarrollo de la transmisión eléctrica;
Que, mediante la Resolución Ministerial N° 129-2009-MEM-DM se aprobó la Norma “Criterios y Metodología para la Elaboración del Plan de Transmisión”, conforme a lo dispuesto en el segundo párrafo de la Quinta Disposición Complementaria Final de la Ley N° 28832;
Que, mediante el Decreto Supremo N° 018-2016-EM se modificó el Reglamento de Transmisión, estableciéndose en los artículos 16 y 17 disposiciones relativas a la incorporación de los resultados de los análisis de los Planes de Inversión aprobados por OSINERGMIN para la elaboración del Plan de Transmisión, con el fin de realizar una optimización conjunta técnica-económica del sistema;
Que, es necesario adecuar la Norma “Criterios y Metodología para la Elaboración del Plan de Transmisión” incorporando las reglas que sean necesarias para dar cumplimiento a lo establecido en las modificaciones realizadas al Reglamento de Transmisión;
De conformidad con lo dispuesto en la Ley N° 29158, Ley Orgánica del Poder Ejecutivo y, en el numeral 7.2 del artículo 7 de la Ley N° 30705, Ley de Organización y Funciones del Ministerio de Energía y Minas;
SE RESUELVE:
Modifíquese los artículos 4, 8, 11, 14, 16, 19, 20 y 21 de la Norma “Criterios y Metodología para la Elaboración del Plan de Transmisión”, aprobada mediante Resolución Ministerial N° 129-2009-MEM-DM, según el siguiente texto:
Artículo 4.- Definiciones
Para efectos de la presente Norma, se aplicarán las definiciones señaladas en este artículo. Todas las expresiones que contengan palabras, ya sea en plural o singular, y que empiecen con mayúscula, tienen los significados que se indican a continuación o los que se definen en la Ley o en el Reglamento, y comprenden sus modificaciones.
4.1 Atributos: son medidas de las características asociadas a la construcción de un determinado Plan u Opción. Los Atributos pueden ser de tipo cuantitativo o cualitativo. Ejemplos de Atributos son: los costos, las horas de interrupción, pago de la demanda, entre otros.
4.2 Corto Plazo: para los fines de la presente norma, corresponde al periodo de tres (3) años contados desde la fecha de entrada en vigencia del Plan de Transmisión.
4.3 Criterios de Planificación: comprenden i) los criterios técnicos, de tipo determinístico, destinados a verificar el desempeño eléctrico mínimo del sistema en condiciones normales, de emergencia y bajo fallas, y ii) los criterios técnico-económicos (de tipo determinístico o probabilístico), destinados a verificar los beneficios y costos resultantes de los diferentes Planes u Opciones, permitiendo establecer su competitividad.
4.4 Dominancia: se dice que un Plan A domina a otro B cuando A es mejor o igual que B para cualquier Atributo y A es mejor que B al menos para un Atributo.
4.5 Enlaces Troncales: enlaces de transmisión importantes que mantienen integradas las zonas del SEIN.
4.6 Escenarios: son combinaciones de Planes y Futuros.
4.7 Futuros: son conjuntos de materializaciones de las incertidumbres en valores o parámetros.
4.8 Incertidumbres: son las variables sobre las cuales el planificador no tiene control.
Pueden presentar una distribución probabilística o tomar valores desconocidos pero acotados, es decir, moverse entre un rango máximo y un mínimo.
4.9 Largo Plazo: para los fines de la presente norma, corresponde al periodo de diez (10) años contados desde la fecha de entrada en Vigencia del Plan de Transmisión.
4.10 LCE: Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas.
4.11 Ley: Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.
4.12 Lista Corta: es el conjunto de Planes que no son completamente dominados por otros. En particular, un grupo de Planes en o cerca del codo de la superficie de Trade-off, entendiendo por tal a una zona en la superficie de Trade-off próxima al punto de saturación o de disminución de los beneficios.
4.13 Ministerio: Ministerio de Energía y Minas.
4.14 Metodología de Mínimo Arrepentimiento o MINIMAX: metodología que permite maximizar los beneficios derivados de una decisión, mientras minimiza las potenciales consecuencias adversas de la misma. En ausencia de soluciones robustas brinda la solución de menor riesgo.
4.15 Metodología Trade-off: metodología que permite, ante un conjunto de Escenarios, resolver de manera óptima el compromiso entre los distintos Atributos en consideración, identificando los Planes más adecuados a ese fin.
4.16 Opciones: proyectos individuales. Por ejemplo: Línea Carhuamayo–Vizcarra.
4.17 Plan: conjunto específico de Opciones (proyectos) que se evalúan en conjunto. Por ejemplo: Línea Carhuamayo–Vizcarra y Línea Paragsha–Carhuamayo.
4.18 Reglamento: Reglamento de Transmisión aprobado mediante Decreto Supremo Nº 027-2007-EM.
4.19 Riesgo: azar en términos monetarios, al cual el sistema eléctrico se encuentra expuesto si se construye un Plan en lugar a otro en un Futuro dado. Existen varios criterios para medir el riesgo de un Plan (robustez, arrepentimiento, entre otros).
4.20 Robustez: se dice que un Plan es robusto cuando no resulta dominado en ningún futuro.
4.21 Superficie de Trade-off: superficie n-dimensional determinada por los valores de los Atributos para los distintos escenarios en estudio.
4.22 SCT: Sistema Complementario de Transmisión.
4.23 SGT: Sistema Garantizado de Transmisión.
4.24 PT: Plan de Transmisión.
4.25 OSINERGMIN: Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería.
4.26 COES: Comité de Operación Económica del Sistema.
4.27 SEIN: Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.
4.28 US$ o Dólares: Dólar de los Estados Unidos de Norteamérica.
4.29 Zona: Conjunto de instalaciones del SEIN conformadas de acuerdo a los criterios establecidos en la presente Norma.
4.30 Área de Demanda: Definido en el numeral 3.2 de la Norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”, aprobada por Resolución N° 217-2013-OS/CD o la que la sustituya.
4.31 Empresas de Distribución Eléctrica (EDE): Definido en el artículo 1 del Reglamento de la LCE.
4.32 Instalaciones de Transmisión de Conexión (ITC): Son las instalaciones de transmisión que conectan las instalaciones de las Áreas de Demanda con las instalaciones del SEIN, y que no se encuentran comprendidas en los Planes de Inversiones.
4.33 Plan de Inversiones: Definido en el inciso a) numeral V del artículo 139 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.
Artículo 8.- Sobre el Informe de Diagnóstico
8.1 El contenido del Informe de Diagnóstico que debe presentar el COES de acuerdo al Artículo 16 del Reglamento debe comprender el horizonte de diez (10) años establecido para el desarrollo del PT.
Para ello, debe contemplar lo siguiente:
a) Consideración de las centrales eléctricas que se encuentran en servicio, de las nuevas instalaciones de generación que se encuentran en proceso de construcción o licitación y de aquellas previstas según un análisis de hipótesis de expansión de la generación, realizado por el COES siguiendo los criterios indicados en el Artículo 15 de la presente Norma.
b) Proyección de la demanda bajo distintas hipótesis, debiendo incorporar los incrementos de cargas vegetativas, especiales, incorporadas y de grandes proyectos, realizada siguiendo los criterios indicados en el Artículo 14 de la presente Norma.
8.2 Como resultado del análisis de ambas proyecciones y considerando el Sistema de Transmisión existente y aquellas instalaciones de dicho sistema que se encuentren en proceso de construcción o licitación, así como las instalaciones del sistema de transmisión contenidas en el Plan de Inversiones vigente, el COES deberá identificar los balances de demanda/oferta por Zonas o centros de carga, restricciones de abastecimiento u otras condiciones operativas no económicas, de riesgo de colapso, de seguridad o calidad de servicio insuficientes o inadecuadas o que no promuevan adecuadamente la integración de las regiones aisladas o la expansión de las fronteras eléctricas del SEIN, derivadas de la existencia de problemas de congestión o restricciones en la capacidad de transmisión y transformación, de regulación y de soporte de tensión, inclusive las necesidades de compensación reactiva y otras condiciones operativas no satisfactorias o no seguras de las instalaciones del Sistema de Transmisión.
8.3 El Informe de Diagnóstico elaborado deberá presentar sus conclusiones en forma explícita, concreta y resumida bajo la forma de un Informe Ejecutivo, debiendo detallar en anexo, como mínimo, los siguientes conceptos:
a) Hipótesis adoptadas
b) Criterios técnicos y económicos considerados
c) Bases de datos empleadas
d) Resultados de las simulaciones de los modelos utilizados e interpretación gráfica y analítica de los mismos.
8.4 En general, el Informe debe incorporar la información y documentación de sustento...
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