- Análisis y Requisitos de Informe del Plan Integrado de Recursos

A) El PIR debe evaluar e informar sobre cada uno de los siguientes factores, según descritos en los párrafos (B) a (N) de esta Sección. B) Ambiente de Planificación- La Autoridad deberá presentar una descripción de los factores significativos de planificación y reglamentación que afectan el medioambiente en el cual opera, así como el modo en que estos factores impactan el sistema de la Autoridad. 1) La Autoridad debe describir, como mínimo, los siguientes factores: estándares y normas federales, estatales 0 municipales que impacten el requisito para, y la disponibilidad de, eficiencia energética, energía renovable, alternativas de combustible, u otros requisitos de recursos; y estándares y reglamentos ambientales que impacten los recursos existentes de la utilidad 0 las opciones de recursos en el presente y a través del Periodo de Planificación. 2) La sección del Ambiente de Planificación debe incluir además una discusión de estándares y normas reglamentarias y legislativas sustanciales que han cambiado desde la aprobación del más reciente PIR. C) Pronóstico de Carga- La Autoridad deberá presentar un pronóstico de requisitos futuros de capacidad y demanda, así como un análisis de pronósticos de carga anteriores. 1) Documentación del Pronóstico de Carga- El PIR debe documentar los siguientes elementos del pronóstico de carga. a) Pronóstico de Demanda Pico y Energía- Los datos de pronóstico se informarán, año por año, cubriendo todo el Periodo de Planificación, y deberá incluir: i. El total anual de la generación de electricidad y ventas para la utilidad y el consumo de cada clase de cliente, determinado de acuerdo con las tarifas de facturación del servicio eléctrico. ii. La demanda pico coincidente de electricidad para la utilidad y cada clase de cliente. I5 b) Los pronósticos deben ser provistos para el caso de referencia, así como, como mínimo, pronósticos de carga base bajo y alto, según descrito en la Sección (C)(2)(a)(ii) y (iii) abajo. c) Datos históricos de la Demanda Pico y Energía- Se reportarán los datos históricos que cubran un periodo de diez (10) años previo al primer año del periodo de planificación del PIR, y deberá incluir: i. El total anual de la generación de electricidad y ventas para la utilidad y el consumo de cada clase de cliente, determinado de acuerdo con las tarifas de facturación del servicio eléctrico. ii. La demanda pico coincidente de electricidad para la utilidad y cada clase de cliente. d) Descripción de la Metodología del Pronóstico de Carga- La Autoridad deberá proveer una explicación detallada del método utilizado para pronosticar requisitos de carga a través del Periodo de Planificación, las variables determinantes significantes que fueron incorporadas en la metodología del Pronóstico de Carga, y el método utilizado por la Autoridad para seleccionar los pronósticos de carga de referencia, alto y bajo. e) Evaluación de los Pronósticos de Carga Anteriores- La Autoridad deberá preparar una evaluación del pronóstico de carga provisto en el más reciente PIR, y deberá incluir: i. Una evaluación de la exactitud anual de los pronósticos anteriores incluyendo una comparación de los datos pronosticados vis a vis los datos reales; ii. Una explicación de la causa de cualquier desviación significativa entre los pronósticos anteriores y la demanda pico y energía anual actual ocurrida. Para propósitos de esta subsección, una desviación significativa de refiere a una diferencia de más de 5%. iii. Una explicación del impacto que los recursos históricos de demanda tuvieron en el pronóstico de carga anterior. 2) Análisis del Pronóstico de Carga- La Autoridad deberá desarrollar pronósticos de demanda eléctrica pico y consumo eléctrico anual para cada año del Periodo de Planificación del PIR, de acuerdo con los siguientes criterios: 16 a) La Autoridad deberá preparar al menos tres (3) Pronósticos de Carga base para reflejar una gama razonable de incertidumbres futuras: i. Un caso de referencia que represente el mejor entendimiento de la AEE de las circunstancias esperadas 0 la mediana de los resultados probables; ii. Un caso bajo en el cual la demanda y el consumo eléctrico de los clientes se encuentran significativamente por debajo de la mediana de las expectativas a través del Periodo de Planificación; y iii. Un caso alto en el cual la demanda y el consumo eléctrico de los clientes se encuentran significativamente por encima de la mediana de las expectativas a través del Periodo de Planificación. b) Los Pronósticos de Carga deberán establecerse utilizando métodos que examinen el efecto de los factores económicos en el consumo de electricidad, así como el efecto del uso de los terrenos bajo el Plan de Uso de Terrenos de Puerto Rico. c) Una serie de suposiciones razonables para las variables econométricas y/o de uso final deberá ser incluida en el desarrollo de los Pronósticos de Carga a largo plazo. d) Los pronósticos base deberán tomar en cuenta toda eficiencia energética que ocurra de forma natural que pueda ser prevista, así como cualquier eficiencia energética que resulte de códigos de edificación y estándares de equipos, tanto existentes como esperados. e) Programas de eficiencia energética y/o respuesta a la demanda realizados por la utilidad o por un tercero deben ser considerados como recursos incrementales del sistema y, por lo tanto, deben ser excluidos de los Pronósticos de Carga base. f) Los Pronósticos de Carga deben reflejar condiciones normales del clima. g) La Autoridad deberá analizar y considerar el impacto que recursos de demanda existentes, cambios anticipados al diseño de la tarifa, códigos y estándares de edificación, despliegue de generación distribuida, y otros factores importantes puedan tener en los Pronósticos de Carga. 17 h) La Autoridad deberá analizar y considerar el impacto de las pérdidas técnicas en el Pronóstico de Carga, incluyendo la medida en que los pronósticos incluyen los efectos de los programas, actuales y planificados, de reducción de pérdidas técnicas. i) La Autoridad deberá analizar y considerar el impacto de las pérdidas no-técnicas en el Pronóstico de Carga, incluyendo la medida en que los pronósticos incluyen los efectos de los programas, actuales y planificados, de reducción de pérdidas no-técnicas. D) Recursos Existentes- La Autoridad deberá describir todos los recursos existentes que sirven 0 satisfacen los requisitos de energía y capacidad de los clientes de la Autoridad. El PIR debe incluir lo siguiente: 1) Documentación de Recursos de Suministro Existentes- La Autoridad deberá describir el suministro de energía de los recursos de suministro existentes, proveyendo información sobre la flota de generadores que sirven a los clientes de la Autoridad. a) La Autoridad deberá describir cada tipo de recurso de suministro, incluyendo al menos las siguientes categorías: i. Instalaciones de generación que son propiedad de la Autoridad; ii. Transacciones de compra de energía al por mayor, de un (1) año 0 más de duración, y una discusión detallada de las mismas, incluyendo el término del contrato, fecha de expiración, disposiciones sobre la fijación de precios, fuente de energía, fuente de combustible, y otra información relevante; iii. Cogeneración y Producción de Energía a Pequeña Escala; iv. Generación Distribuida; V. Agrupación 0 acuerdos de coordinación que reduzcan los requisitos de recursos; y vi. Cualquier otro recurso de suministro. b) Tabla de Recursos de Suministro Existentes- La siguiente información sobre cada recurso de suministro existente debe ser presentada, según sea aplicable y disponible para la 18 Autoridad con respecto a los recursos privados, en la forma de una tabla coherente en el cuerpo del PIR: i. Tipo de Recurso; ii. Capacidad nominal y capacidad pico disponible; iii. Factor de capacidad anual durante los últimos cinco (5) años; iv. Tipo de combustible; V. Información sobre la titularidad, que incluya las porciones del recurso propiedad de la AEE, de un desarrollador de proyectos privado 0 de un cliente; vi. Ubicación (distrito o municipio); vii. Fecha de operación comercial; viii. Vida útil restante; ix. Cualquier proyecto 0 programa anticipado que podría alterar la vida útil restante; X. Término restante del contrato; xi. Promedio anual de eficiencia térmica durante los últimos cinco (5) años; xii. Costo actual de combustible en dólares por MMBtu; xiii. Costos variables de operación y mantenimiento (0&M) actuales en dólares por MWh; xiv. Costo total de producción actual en dólares por MWh, incluyendo cualquier otra variable necesaria aparte de los costos de combustible y costos variables de 0&M; XV. Costos fijos de 0&M actuales en dólares por kW; xvi. Promedio de gastos de capital anuales en los últimos cinco (5) años en dólares totales. c) Información Suplementaria de Recursos de Suministro Existentes- La siguiente información sobre cada recurso de suministro existente debe ser provista como parte del Apéndice 5 identificado en la Sección 2.02(D) de este Reglamento. 19 i. Toda la información en la subsección (b) arriba; ii. Fecha de retiro proyectada para cualquier recurso que se espera sea retirado dentro de los primeros diez (10) años del Periodo de Planificación, y una explicación de los motivos para el retiro; iii. Fechas de renovación de las licencias y permisos de operación, según aplique; iv. Programa de cumplimiento con los requisitos legales y reglamentarios actuales, los propuestos y los que razonablemente se puedan prever (con inclusión de la reglamentación ambiental), en la medida que sean aplicables; V. Costos de capital y costos operacionales proyectados para el cumplimiento con los requisitos legales y reglamentarios actuales, los propuestos y los que razonablemente se puedan prever (con inclusión de la reglamentación ambiental), en la medida que sean aplicables; vi. Gastos anuales de capital no-ambientales esperados para los primeros diez (10) años del Periodo de Planificación, incluyendo mejoras en la eficiencia operacional y extensiones en la vida útil; vii. Cualquier cambio importante a los recursos que haya ocurrido desde la aprobación del más reciente PIR 0 que se espera que ocurra previo a la presentación se una revisión, actualización 0 enmienda al PIR, incluyendo: A. Una descripción de cada proyecto de capital grande (sobre $5,000,000) esperado en los próximos cinco (5) años; B. Cambios en tipo de combustible, 0 en fuentes 0 estrategias de compra; y C. Cambios operacionales esperados debido a restricciones económicas 0 reglamentación ambiental. viii. Una descripción, con información y análisis cuantitativo según requerido, de la forma en que el recurso contribuye a satisfacer el requisito de generación 20 "altamente eficiente", según dicho término sea definido por la Comisión, de conformidad con la Sección 6.29(a) de la Ley 57-2014. 2) Documentación de Recursos de Demanda Existentes- El PIR deberá describir todos los recursos de demanda siendo implementados actualmente por 0 en representación de la Autoridad. La descripción de los recursos debe ser consistente con el más reciente Informe Anual de Eficiencia Energética y Respuesta a la Demanda y el Plan de Eficiencia Energética y Respuesta a la demanda ("Informe Anual y Plan"), descrito en la Sección 4.01 de este Reglamento. Cualquier inconsistencia 0 cambios con respecto a los recursos de demanda existentes relativo a lo que se describe en el Informe Anual y Plan debe ser descrito en detalle. E) Evaluación de Necesidad de Recursos- La Autoridad deberá preparar una Evaluación de Necesidad de Recursos y describir en detalle el resultado de dicha evaluación. El propósito de la Evaluación de Necesidad de Recursos es identificar la capacidad esperada actual y/o futura y/o los requisitos de energía que resulten del retiro esperado 0 contractual, 0 el cese de servicios, de recursos existentes de suministro y demanda cuando sean comparados contra condiciones de pronóstico de carga. La Evaluación de Necesidad de Recursos debe contener al menos los siguientes elementos: 1) Evaluación del Margen de Reserva de Planificación- La Autoridad debe evaluar y describir en detalle el Margen de Reserva de Planificación esperado a lo largo del Periodo de Planificación. a) La Evaluación del Margen de Reserva de Planificación debe utilizar metodologías estándares de la industria al evaluar un margen de reserva de planificación necesario para mantener la confiabilidad del servicio durante el Periodo de Planificación. b) En la medida en que la Evaluación del Margen de Reserva no pueda ser desarrollado independientemente de un plan de recursos, la Autoridad puede utilizar su plan de negocio actual para evaluar y describir el margen de reserva de planificación necesario. c) La Autoridad debe demostrar la razón por la cual el objetivo del Margen de Reserva de Planificación en sus pronósticos es razonable. 2) Balance de Carga y Recursos- La Autoridad deberá preparar una tabla de forma coherente en donde se demuestre, por año, la capacidad esperada de cada recurso de suministro existente y recurso de demanda existente, sus requisitos de carga, y el requisito de carga 21 incluyendo el Margen de Reserva de Planificación. La Autoridad debe identificar su posición neta anual relativo a sus necesidades esperadas durante el Periodo de Planificación. F) Nuevas Opciones de Recursos- La Autoridad deberá describir nuevas opciones de recursos que puedan servir razonablemente 0 satisfacer los requisitos de energía y/o capacidad de los clientes de la Autoridad. 1) Identificación de Nuevas Opciones de Recursos de Suministro- El PIR deberá identificar y evaluar una amplia gama de nuevas opciones de recursos de suministro, incluyendo opciones renovables y norenovables, a ser utilizadas en el desarrollo del PIR. Aunque la Autoridad puede designar opciones específicas como opciones no viables para desarrollos futuros, dicha designación debe estar acompañada de una explicación clara y comprensiva que justifique la determinación de la Autoridad en base a costos, disponibilidad de recursos o viabilidad de ingeniería. a) Tabla de Nuevas Opciones de Recursos de Suministros- Para cada opción de recurso de suministro identificado como una alternativa viable, la Autoridad debe proveer la siguiente información, según sea aplicable, en la forma de una tabla coherente en el cuerpo del PIR: i. Tipo de recurso; ii. Ubicación, si se ha identificado un proyecto específico; de otra manera, las restricciones y otras consideraciones que puedan dictar la ubicación del recurso; iii. Capacidad; iv. Tipo de combustible; V. Factor de capacidad para recursos de energía renovable; vi. La capacidad efectiva de carga (ELCC por sus siglas en inglés) o la capacidad de contribución al pico; vii. Información sobre la titularidad, incluyendo las porciones del recurso que sean propiedad de la Autoridad, de un desarrollador privado de proyectos, 0 de un cliente; viii. Vida útil prevista; 22 ix. Eficiencia térmica; X. Costos de capital "overnight"; xi. Costos fijos de O&M; xii. Costos variables de 0&M; b) Información Suplementaria de Nuevas Opciones de Recursos de Suministro- Para cada recurso identificado en la parte (a) arriba, la siguiente información debe ser presentada como parte del Apéndice 5 identificado en la Sección 2.02(D) de este Reglamento. i. Toda la información de la parte (a), arriba, y ii. Otros costos para construir y/u operar el recurso, incluyendo costos de financiamiento, impuestos de propiedad, pagos suplementarios, y costos de interconexión; iii. Tiempo necesario para planificar y construir, 0 adquirir a través de un acuerdo de compra de energía; iv. Cualquier limitación en la adquisición 0 construcción del recurso según aplicado en el Modelo de Expansión de Capacidad por la Autoridad, incluyendo la primera fecha posible de construcción, máximo viable de unidades a ser adquiridas 0 construidas en un año, y número total de recursos permitidos en el modelo a través del Periodo de Planificación; V. Cualquier limitación en la operación 0 el despacho de los recursos según aplicado por la Autoridad en su modelaje, incluyendo el tiempo mínimo de operación, tiempo mínimo de inactividad (down time), 0 limitaciones de energía 0 residuales; vi. Cualquier impacto de la ubicación del recurso en la confiabilidad y resiliencia del sistema; vii. Evaluación de la interconexión de proyectos de energía renovable y otros productores independientes de energía al sistema de la utilidad para cumplir con la Ley Núm. 82-2010, según enmendada; viii. Una descripción, con información y análisis cuantitativo 23 según requerido, de la forma en que el recurso contribuye a satisfacer el requisito de generación "altamente eficiente", según dicho término sea definido por la Comisión, de conformidad con la Sección 6.29(a) de la Ley Núm. 57-2014. 2) Identificación de Nuevos Recursos de Generación Distribuida- El PIR debe incluir una proyección y contabilizar los tipos y cantidades esperados de generación distribuida de los clientes, por clase de clientes. a) La Autoridad deberá proveer un análisis que forme la base para sus proyecciones. b) La Autoridad deberá incluir sus proyecciones de generación distribuida en el PIR como una reducción en el Pronóstico de Carga base esperado. 3) Identificación de Nuevas Opciones de Recursos de Demanda- El PIR deberá identificar e incluir una gama de posibles programas nuevos de eficiencia energética y respuesta a la demanda. a) La Autoridad deberá identificar, e incluir en su análisis, todos los programas de demanda actualmente ofrecidos por 0 en representación de la Autoridad. b) La Autoridad deberá proveer una descripción de los programas de eficiencia energética desarrollados e implementados en conjunto con el Gobierno de Puerto Rico para cumplir con el Capítulo IV de la Ley Núm. 57-2014, y detallar el impacto de dichos programas en el Plan de Recursos de la Autoridad. c) El PIR deberá considerar todas las medidas y programas de eficiencia energética y respuesta a la demanda disponibles y costo efectivas. d) El PIR deberá considerar grupos de recursos de demanda a diferentes niveles de costo y efectividad y su implementación a través del Periodo de Planificación. El PIR deberá enumerar las limitaciones en la adquisición de dichos recursos, tal como la razón de rampa, vida útil 0 decaimiento esperado, y disponibilidad anual. e) Hasta que la Comisión haya aprobado los resultados de un estudio potencial de eficiencia energética y respuesta a la demanda, 0 si dicho estudio demuestra que el potencial costo efectivo máximo alcanzable es mayor que, 0 igual a, dos por 24 ciento (2%) en ahorros de energía anuales por al menos diez años, el PIR deberá considerar el costo estimado de desarrollar e implementar recursos de demanda suficientes tal que se alcance un ahorro incremental de al menos dos por ciento (2%) anual, por al menos diez años. f) Si el estudio potencial aprobado demuestra que el potencial costo efectivo máximo alcanzable es menor que dos por ciento (2%) anual, el PIR deberá considerar el costo estimado de desarrollar e implementar recursos de demanda suficientes tal que se logre el potencial costo efectivo máximo alcanzable. 4) Identificación de Nuevos Recursos de Almacenamiento- El PIR deberá identificar y evaluar las opciones de almacenamiento de energía eléctrica, incluyendo baterías. a) Para cada opción de almacenamiento de energía eléctrica considerada, el PIR deberá describir el uso anticipado de las opciones de almacenamiento, ya sea reducir el acortamiento de energía renovable (curtailment), proveer estabilidad y/o regulación de voltaje y frecuencia, 0 cualquier otro propósito. b) El PIR deberá incluir un marco de evaluación de opciones de almacenamiento de energía. Dicho marco de evaluación deberá contemplar al menos lo siguiente: i. El valor proporcionado a los servicios auxiliares (el cual puede incluir, pero sin limitarse a, evitar la desconexión de cargas (load shedding)); ii. El valor proporcionado por servicios de formación de carga (el cual puede incluir, pero sin limitarse a, transferencia de carga 0 recortes de pico); y iii. El valor proporcionado por beneficios de ubicación (el cual puede incluir, pero sin limitarse a, el alivio de congestión o retraso de actualizaciones 0 expansiones en el sistema de T&D). G) Presunciones y Pronósticos 1) Documentación de Presunciones del Modelo- El PIR deberá documentar las presunciones claves del modelaje y las entradas, incluyendo, al menos, lo siguiente: a) Precio anual de combustible para cada combustible entregado en Puerto Rico; 25 b) Precio anual de emisiones; c) Condiciones económicas; d) Reglamentación ambiental; e) Otra reglamentación no-ambiental, incluyendo los estándares de la cartera de energía renovable; f) Tasa de descuento de la utilidad o el promedio ponderado de costo de capital; g) Limitaciones anuales de deuda. 2) Desarrollo de Presunciones del Modelo- El PIR deberá identificar los factores que influenciarán de manera significativa los pronósticos claves (incluyendo demanda de electricidad, consumo de electricidad, precios de combustible), y desarrollar una gama de posibles resultados para dichos pronósticos que abarquen, como mínimo los resultados que se encuentren entre los percentiles cinto (5) y noventa y cinco (95) según entienda la Autoridad. a) Los pronósticos deberán incluir elementos exógenos fuera del control de la Autoridad que incluyan, pero no se limiten a, lo siguiente: i. Condiciones económicas; ii. Reglamentación ambiental; iii. Los cambios en la carga de clientes que no sean causados por los recursos de demanda de la Autoridad; iv. La generación distribuida ubicada en el lado del consumidor; V. Precios de combustible; vi. Costos de emisión; y, vii. Costos de capital. b) Para cada pronóstico, el PIR deberá identificar un pronóstico como caso de referencia, y describir los fundamentos para la gama del pronóstico identificado. c) Desarrollo de Escenarios- El PIR deberá considerar múltiples escenarios que comprendan la gama razonable de posibles 26 resultados para los pronósticos inciertos. Los escenarios pueden combinar pronósticos clave de manera que se facilite una exploración razonable de la gama de riesgos previsibles a la seguridad, confiabilidad y asequibilidad de los servicios al detal. El PIR deberá considerar un número suficiente de escenarios para describir conjuntos de pronósticos viables 0 probables, así como reflejar una amplia gama de posibles riesgos. i. La Autoridad deberá justificar los escenarios utilizados y los que fueron excluidos de consideración, y deberá describir por qué las combinaciones evaluadas representan una gama razonable de riesgos. ii. En la medida en que la Autoridad dependa de las relaciones O correlaciones entre pronósticos, ya sean explícitas 0 implícitas, la Autoridad deberá describir las bases de estas relaciones. iii. La Autoridad deberá incorporar cualquier escenario requerido por la Comisión, según identificado en la Sección 3.01 (A) de este Reglamento. d) Escenario de Referencia- El PIR deberá incluir un Escenario de Referencia, representando el mejor entendimiento de la Autoridad sobre las circunstancias esperadas 0 los resultados de probabilidad media. H) Desarrollo del Plan de Recursos 1) Documentación del Desarrollo del Plan de Recursos- El PIR deberá identificar en detalle los mecanismos utilizados por la Autoridad para desarrollar sus Planes de Recursos. a) El PIR deberá incluir, como parte del cuerpo del PIR, lo siguiente: i. Descripciones exhaustivas de los mecanismos de modelaje utilizados en el desarrollo y análisis de sensitividad de cada Plan de Recurso, basado en los Modelos de Expansión de Capacidad. La Autoridad puede utilizar adicionalmente modelos de costos de producción, un enfoque heurístico, 0 una combinación de ambos. La descripción debe identificar los pasos claves para incorporar las entradas y presunciones de las subsecciones (C) a (G), arriba. ii. Descripciones de las presunciones claves y propósitos 27 del Plan de Recursos, incluyendo la consideración de comentarios de las partes interesadas y los requisitos de la Comisión. iii. Una tabla coherente ilustrando las diferencias claves entre los Planes de Recursos, incluyendo los retiros anuales, acondicionamientos 0 conversiones, y nuevas construcciones para recursos de suministro y demanda, cambios en capacidad (aumentos 0 desviaciones) de recursos existentes de suministro y demanda, cambios en el sistema de transmisión y distribución, presunciones claves, y costos del Plan de Recursos. iv. Una descripción del mecanismo y criterios utilizados para seleccionar el Plan de Recursos Preferido, conforme a los requisitos establecidos en la Sección 2.03(H)(2)(d) abajo. V. Una tabla coherente del Balance de Carga y Recursos para el Plan de Recursos Preferido demostrando, por año, la capacidad esperada de cada recurso nuevo y existente de suministro y demanda, su carga pico esperada, su Margen de Reserva de Planificación, y el total de los requisitos de carga incluyendo el Margen de Reserva de Planificación. La Autoridad deberá identificar su posición neta anual relativa a las necesidades esperadas durante el Periodo de Planificación. b) Para el Plan de Recursos Preferido, y para cada Plan de Recursos considerado en el PIR, el PIR deberá incluir, como mínimo, la siguiente información suplementaria: i. Una tabla de la contribución de capacidad anual por recurso; ii. Una tabla de generación anual por recurso; iii. Una tabla de emisiones anuales por recurso; iv. Una tabla de consumo de combustible anual por tipo de combustible; V. Una tabla del flujo de efectivo compuesto por valores de costo anual para, como mínimo, gastos en combustible por tipo de combustible, capital de generación, capital de transmisión, capital de infraestructura de 28 combustible, total de 0&M variable por unidad generatriz; total de 0&M fijo por unidad generatriz, 0&M de infraestructura de combustible; emisiones de CO₂, NOx, y SO₂, acuerdos de compra de energía de recursos fósiles, y acuerdos de compra de energía de recursos renovables. 2) Análisis del Desarrollo del Plan de Recursos- a) Modelaje del Desarrollo del Plan de Recursos- El PIR deberá utilizar un Modelo de Expansión de Capacidad para desarrollar Planes de Recursos al menor costo que satisfagan las necesidades de los clientes bajo el escenario de referencia y varios escenarios futuros. Si la Autoridad no utiliza un Modelo de Expansión de Capacidad para desarrollar Planes de Recursos al menor costo, la utilidad debe solicitar, y recibir, una dispensa de parte de la Comisión para utilizar cualquier otro tipo de modelo del Desarrollo del Plan de Recursos para este propósito, en cuyo caso la Comisión podrá adoptar, mediante resolución, cualquier y todos los requisitos apropiados para asegurar la confiabilidad de la información y las conclusiones producidas y presentadas por la Autoridad. i. El Modelo de Expansión de Capacidad deberá, como mínimo: A. Buscar optimizar el valor presente del requisito de ingresos a través del Periodo de Planificación; B. Considerar recursos de demanda dentro de un marco competitivo con los recursos de suministro; C. Reconocer todos los costos de la utilidad asociados con el desarrollo de recursos nuevos; D. Reconocer todos los costos de la utilidad, así como los costos evitados, asociados con el retiro o modificación de recursos existentes. ii. Costos que la Autoridad ha incurrido o comprometido previo al comienzo del Periodo de Planificación (incluyendo, pero sin limitarse a, balances de planta existente, gastos de capital comprometido, y costos basados en la tarifa) no serán evaluados en el Modelo de Expansión de Capacidad a menos que estos sean evitables específicamente mediante la adquisición de 29 nuevos activos 0 el retiro 0 modificación de activos existentes. iii. La Autoridad utilizará un Modelo de Expansión de Capacidad para desarrollar un conjunto exhaustivo de Planes de Recursos para incluir una amplia variedad de recursos de suministro, eficiencia energética y respuesta a la demanda. iv. Los recursos de suministro deberán incluir varias opciones para el retiro temprano de plantas generatrices existentes, para la restauración 0 repotenciación de plantas generatrices existentes, y para el aplazamiento de nuevas plantas generatrices cuando sea viable. V. Los recursos de suministro deberán incluir además cualquier cambio en el sistema de transmisión y distribución que acompañe los recursos de generación 0 que sean necesarios para el mantenimiento de la confiabilidad del sistema. vi. Los recursos de eficiencia energética y respuesta a la demanda deberán incluir programas con una variedad de diferentes niveles de costo, para asistir en la identificación de todos los recursos costo efectivos de eficiencia energética y respuesta a la demanda. vii. La Autoridad deberá incorporar cualquier Plan de Recursos requerido por la Comisión, según identificado en la Sección 3.01(A). viii. La Autoridad deberá proveer una discusión exhaustiva de cualquier Plan de Recursos excluidos de consideración en base a la confiabilidad 0 viabilidad. ix. Cada Plan de Recursos deberá ser diseñado para asegurar que la Autoridad cumpla con los requisitos de la cartera de energía renovable de la Ley Núm. 82-2010. b) Análisis de Sensitividad del Plan de Recursos- Cada uno de los Planes de Recursos derivado del Modelaje del Desarrollo del Plan de Recursos estará sujeto a un análisis de sensitividad que explore una gama razonable de incertidumbre en las presunciones de los pronósticos. El propósito es examinar la robustez del plan de recursos creado en el análisis de optimización (es decir, cómo cada plan de recursos se vería 30 afectado por cambios en las presunciones de las entradas utilizadas). i. Los análisis de sensitividad deberán mantener constantes los recursos desarrollados en cada Plan de Recursos, y examinar los impactos de hacer cambios a los pronósticos inciertos. ii. La Autoridad deberá considerar los siguientes factores en el análisis de incertidumbre: A. condiciones económicas proyectadas hacia el futuro; B. reglamentación ambiental; C. cambios en la demanda y consumo de electricidad de los clientes; D. generación por parte de los clientes; E. precios de combustible; F. costos 0 restricciones ambientales; G. costos de construcción; y, H. combinaciones de lo anterior, según sea razonable. iii. La Autoridad podrá escoger utilizar los Escenarios de Planificación desarrollados como sensibilidades, desarrollar una gama más amplia de sensibilidades, incluyendo sensibilidades de un solo factor 0 múltiples factores, 0 utilizar el marco de análisis de Monte Carlo, donde pronósticos inciertos son escogidos y combinados de forma estocástica. El PIR deberá describir y justificar el fundamento del análisis de sensitividad realizado. iv. El PIR deberá presentar el resultado de cada análisis de sensitividad en la forma del valor presente del requisito de ingresos. De la Autoridad utilizar el análisis Monte Carlo, los resultados deben ser presentados como la mediana de los resultados y los percentiles de costos cinco (5) y noventa y cinco (95). 31 V. Estos análisis de sensitividad deben ser utilizados para informar la selección del Plan de Recursos Preferido. c) Planes de Recursos Alternos Híbrido- La Autoridad podrá optar por modificar uno 0 más de los Planes de Recursos optimizados basado en los resultados del análisis de sensitividad, si dicha modificación resulta en un Plan de Recursos que sea de un costo comparable y de robustez demostrable en el análisis de sensitividad. i. La Autoridad deberá justificar las modificaciones realizadas a los Planes de Recursos utilizados en el Plan de Recursos Alternos Hibrido. ii. El uso O análisis de este Plan de Recursos Alternos Hibrido no impide el análisis completo de otros Planes de Recursos en el análisis de sensitividad. d) Plan de Recursos Preferido- La Autoridad deberá seleccionar un Plan de Recursos Preferido entre los Planes de Recursos desarrollados y evaluados en los análisis de optimización y sensitividad. i. Al seleccionar el Plan de Recursos Preferido, la Autoridad deberá utilizar la minimización del valor presente de los requisitos de ingreso como el criterio de selección primario. ii. La Autoridad deberá considerar además otros criterios incluyendo, pero sin limitarse a, el riesgo a corto y largo plazo; los impactos ambientales; las necesidades e implicaciones de transmisión; las necesidades e implicaciones de distribución; el impacto económico en la Autoridad; y el interés público según establecido en la Ley Núm. 57-2014. Cuando la satisfacción de estas necesidades esté asociada a costos cuantificables, estos costos se incluirán en el cálculo del valor presente de los requisitos de ingresos. iii. El PIR deberá incluir una discusión detallada de cada uno de los factores esbozados arriba en apoyo a su Plan de Recursos Preferido. La Autoridad podrá optar por escoger un plan que no represente el menor costo, siempre que, al hacerlo, presente una descripción detallada de todos los criterios y el razonamiento utilizado para seleccionar el Plan de Recursos Preferido que no sea el de menor costo. 32 I) Advertencias y Limitaciones- El PIR deberá incluir una lista anotada de las advertencias y limitaciones claves de su análisis, incluyendo el impacto de la incertidumbre, el mecanismo de modelaje, principales presunciones regulatorias de ejecución de proyectos, y costos. El propósito de esta sección es ilustrar la certidumbre de la Autoridad con respecto al Plan de Recursos Preferido. J) Planificación de Transmisión y Distribución 1) Documentación del Sistema de Transmisión y Distribución a) Descripciones de las Instalaciones Existentes de Transmisión El PIR deberá incluir una breve descripción narrativa del sistema existente de transmisión eléctrica e identificar cualquier restricción de transmisión y contingencias críticas. La información debe incluir como mínimo: i. Un resumen de las características de todas las instalaciones existentes de transmisión y subtransmisión de treinta y ocho kilovoltios (38 kV) 0 más; ii. Una discusión sobre si el sistema de transmisión restringe la transferencia de electricidad de proyectos existentes, posibles proyectos nuevos, 0 proyectos en desarrollo 0 consideración, incluyendo una descripción de su habilidad de interconectar proyectos de generación renovable intermitente y microredes, según sea aplicable, y con la mayor especificidad, según sea práctico; iii. Un mapa esquemático de la red de transmisión y subtransmisión ilustrando los límites de transferencia, el cual será tratado como Información Confidencial de Infraestructura Crítica y manejado de acuerdo con los procedimientos establecidos en CEPR-MI-2016-0009 según enmendada actualmente, y como pueda ser enmendada de tiempo en tiempo; y iv. Un mapa ilustrando la ruta actual, física de las líneas de transmisión y subtransmisión, puntos de referencia geográficos, zonas metropolitanas más importantes, y la ubicación de las subestaciones y plantas generatrices, e interconexiones con subestaciones de distribución. El PIR debe incluir dos copias de este mapa en escala de 1:250,000. Dicho mapa será tratado como Información Confidencial de Infraestructura Crítica y manejado de 33 acuerdo con los procedimientos establecidos en CEPR- MI-2016-0009 según enmendada actualmente, y como pueda ser enmendada de tiempo en tiempo. b) Descripción de Instalaciones Existentes de Distribución- El PIR deberá incluir una breve descripción narrativa del sistema existente de distribución, incluyendo una descripción de su habilidad de incorporar penetración incremental de generación distribuida, incluyendo generación distribuida intermitente, y su habilidad de recibir nuevas cargas a través del tiempo, tal como, por ejemplo, aumentos en la penetración de vehículos eléctricos. Además, el PIR deberá proveer los criterios actuales de la Autoridad para el diseño del sistema de distribución. La información del sistema actual de distribución de la Autoridad debe incluir: i. Flujo de carga u otro análisis del sistema por clase de voltaje del desempeño del sistema de distribución de la utilidad que identifique y considere cada uno de lo siguiente: A. Cualquier sobrecarga termal de los circuitos y equipo de distribución. B. Cualquier variación de voltaje en los circuitos de distribución que no cumpla con la versión actual del estándar C 84.1 del American National Standard Institute ("ANSI"), Electric Power Systems and Equipment Voltage Ratings, 0 estándar según enmendado posteriormente. C. La Autoridad deberá identificar la parte de este análisis que considere Información Confidencial de Infraestructura Crítica. La Comisión manejará la misma de acuerdo con los procedimientos establecidos en CEPR-MI-2016-0009 según enmendada actualmente, y como pueda ser enmendada de tiempo en tiempo. ii. Suficiencia del sistema de distribución eléctrica para soportar desastres naturales y condiciones de sobrecarga. c) Descripción de Tecnologías Avanzadas de Red Existentes- El PIR deberá identificar las áreas dentro del territorio de servicio donde se hayan instalado contadores avanzados y otras tecnologías avanzadas de red, junto con cualquier plan para 34 expandir la integración de dichas tecnologías en el sistema. El PIR deberá incluir una descripción breve de las tecnologías avanzadas de red instaladas. d) Descripción de Instalaciones de Transmisión Planificadas- El PIR deberá proveer una descripción narrativa detallada de cualquier instalación de transmisión y subtransmisión planificada, y una descripción de los planes para el desarrollo de instalaciones durante los próximos diez años del Periodo de Planificación. La descripción debe incluir, como mínimo, toda la información relacionada a: i. Líneas nuevas, incluyendo cualquier requisito de nuevas servidumbres de paso; ii. Líneas en las cuales se espera que ocurran cambios en capacidad, ya sea en términos de corriente, voltaje, 0 ambas; y iii. Otros cambios en las líneas de transmisión o servidumbres de paso, los cuales se consideran adiciones sustanciales. iv. Un listado de todas las subestaciones propuestas, incluyendo su capacidad y ubicación. V. El pronóstico de transmisión debe incluir mapas del sistema de transmisión planificado, según se establece a continuación: A. Un mapa ilustrando las líneas de transmisión, subestaciones y plantas generatrices planificadas según se estarán conectando al sistema existente para proveer una imagen tan completa del sistema como sea posible. vi. La Autoridad deberá presentar una justificación de sus planes de desarrollo del sistema de transmisión, incluyendo: A. Descripción y diagramas de transcripción de los estudios de flujo de carga del caso base, uno para el año actual y uno proyectado cinco y diez años hacia el futuro, y proveer estudios de flujo de carga del caso base en un formato estándar de la industria (tal como PSS/E 0 PSLF) así como los diagramas de transcripción de los casos base. 35 Dicha información será tratada como Información Confidencial de Infraestructura Crítica y manejada de acuerdo con los procedimientos establecidos en CEPR-MI-2016-0009 según enmendada actualmente, y como pueda ser enmendada de tiempo en tiempo. vii. Una tabulación de y los diagramas de transcripción para un número representativo de estudios de casos de contingencia, así como descripciones breves relacionadas a los resultados obtenidos. viii. Suficiencia del sistema de transmisión de la Autoridad para soportar desastres naturales y condiciones de sobrecarga. ix. Un análisis general de la habilidad del sistema de transmisión de la Autoridad para permitir el intercambio de energía con microredes y otros productores independientes de energía. La Autoridad debe proveer ejemplos de estudios de interconexión de proyectos recientes de integración de renovables. X. Un diagrama ilustrando las capacidades de transferencia de importación y exportación de la Autoridad e identificando los elementos limitantes durante cada temporada de los próximos diez años. Además, la Autoridad proveerá un listado de los procedimientos de alivio de carga de transmisión (TLR, por sus siglas en inglés) utilizados durante las últimas dos temporadas para las cuales se encuentre información actual disponible. Para cada evento TLR, el listado debe incluir el nivel máximo, la duración en el nivel máximo y la magnitud (en MW) de los acortamientos de energía (power curtailment). xi. Una descripción de cualquier estudio relacionado con mejoras al sistema de transmisión, incluyendo, pero sin limitarse a, cualquier estudio del potencial de reducir las pérdidas en las líneas, cargas termales, y bajo voltaje, y para mejorar el acceso a recursos de energía alterna. xii. Un diagrama monolineal del sistema de transmisión. Dicha información será tratada como Información Confidencial de Infraestructura Crítica y manejada de acuerdo con los procedimientos establecidos en CEPR- 36 MI-2016-0009 según enmendada actualmente, y como pueda ser enmendada de tiempo en tiempo. e) Descripción de las Instalaciones de Distribución Planificadas- El PIR deberá incluir una descripción narrativa detallada de cualquier cambio planificado en el enfoque, práctica estándar, 0 diseño de subestaciones, circuitos 0 alimentadores de aplicación general para el sistema de distribución de la Autoridad por los próximos diez años. La descripción debe atender cualquier cambio en las instalaciones de distribución que tienen impacto en la habilidad de integrar penetración incremental de generación distribuida, y la habilidad de recibir nuevas cargas a través del tiempo. La Autoridad deberá presentar una justificación de los planes de desarrollo de distribución, incluyendo, si está disponible: i. Flujo de carga u otro análisis del sistema por clase de voltaje del desempeño del sistema de distribución de la utilidad que identifique y considere cada uno de lo siguiente: A. Cualquier sobrecarga termal de los circuitos y equipo de distribución. B. Cualquier variación de voltaje en los circuitos de distribución que no cumpla con la versión actual del estándar C 84.1 del American National Standard Institute ("ANSI"), Electric Power Systems and Equipment Voltage Ratings, 0 estándar según enmendado posteriormente. ii. Suficiencia del sistema de distribución eléctrica para soportar desastres naturales y condiciones de sobrecarga. iii. Análisis y consideración de cualquier estudio relacionado con mejoras al sistema de distribución, incluyendo, pero sin limitarse a, cualquier estudio del potencial de reducir las pérdidas en las líneas, cargas termales, y bajo voltaje, y para mejorar el acceso a recursos de energía alterna. 2) Análisis del Sistema de Transmisión y Distribución a) El PIR deberá identificar los estándares de transmisión de la Autoridad y deberá confirmar que los estándares de transmisión de la Autoridad están en cumplimiento con los 37 estándares del North American Electric Reliability Corporation. Si cualquiera de los estándares de transmisión de la Autoridad es inconsistente con los estándares del North American Electric Reliability Corporation, la Autoridad deberá identificar cada estándar inconsistente y proveer una explicación y razón fundamental para dicha inconsistencia. b) El PIR deberá incluir in Análisis de Estabilidad del Sistema, el cual será tratado como Información Confidencial de Infraestructura Crítica y manejado de acuerdo con los procedimientos establecidos en CEPR-MI-2016-0009 según enmendada actualmente, y como pueda ser enmendada de tiempo en tiempo. El análisis deberá proveer criterios operacionales, definir los requisitos de Servicios Auxiliares, y demostrar soluciones de mitigación al menor costo para mantener la estabilidad del sistema; c) El PIR deberá identificar asuntos de confiabilidad termal y de voltaje en el sistema de transmisión y distribución de la Autoridad. Dicha información será tratada como Información Confidencial de Infraestructura Crítica y manejada de acuerdo con los procedimientos establecidos en CEPR-MI-2016-0009 según enmendada actualmente, y como pueda ser enmendada de tiempo en tiempo; d) El PIR deberá identificar posibles mejoras en transmisión, distribución y en las subestaciones para aumentar la confiabilidad y satisfacer estándares mínimos de transmisión; e) El PIR deberá documentar las implicaciones de transmisión y distribución del Plan de Recursos Preferido, incluyendo evaluar si el plan requiere aumentos en la mitigación 0 cambios en el sistema de transmisión y distribución. K) Plan de Acción- El propósito del Plan de Acción es especificar las acciones de implementación que deben ser realizadas durante los primeros cinco años del Periodo de Planificación como resultado del Plan de Recursos Preferido. El Plan de Acción no tiene la intención de suplantar 0 modificar los procesos de certificación de recursos adicionales requeridos por estatuto 0 por otras reglas u órdenes de la Comisión. 1) Documentación del Plan de Acción- El Plan de Acción deberá incluir una tabla con las acciones más importantes en los primeros cinco años luego de la aprobación del PIR incluyendo, como mínimo, los procesos previstos para la adquisición de recursos de suministro y eficiencia energética, requisitos de permisología, actividades de construcción, 38 estudios requeridos, y otros eventos significativos. El Plan de Acción debe considerar las adquisiciones previstas de recursos de demanda, suministro, transmisión, distribución y/o infraestructura de combustible; retiros y/o reacondicionamientos de recursos de generación existentes; ingreso, renegociación 0 cese de acuerdos de compra de energía; y cualquier otro compromiso de recursos. a) Para cada acción, el PIR deberá especificar y proveer: i. El año natural y trimestre previsto en el cual la acción será iniciada; ii. El año natural y trimestre previsto en el cual la acción será completada; iii. Emisiones de permisos y otras acciones regulatorias que son requeridos para que la acción del recurso ocurra. iv. Para cada adquisición de recurso, retiro, reacondicionamiento 0 acuerdo de compra de energía previsto, el plan de acción debe proveer información sobre el costo de la opción escogida y el plan para financiar dicha opción. V. El impacto anticipado de la acción del recurso en cualquier Métrica de Desempeño relevante establecida por la Comisión en la Sección 5.01. vi. Cualquier otra información requerida por la Comisión a través de resolución u orden. 2) Desarrollo del Plan de Acción. a) El Plan de Acción se basará en el Plan de Recursos Preferido descrito en la subsección (H)(2)(d) arriba. b) El Plan de Acción cubrirá un periodo de no menos de cinco (5) años de la fecha de presentación del PIR. Se deberá proveer información sobre cualquier actividad que esté actualmente, estará en curso 0 esté planificada para llevarse a cabo durante el periodo del Plan de Acción. c) El Plan de Acción deberá tomar en consideración los impactos ambientales y deberá discutir los planes para satisfacer los requisitos regulatorios ambientales en los recursos existentes sujetos a dichos requisitos. 39 d) El Plan de Acción deberá cumplir con todas las leyes y regulaciones promulgadas que atiendan los requisitos de recursos de demanda y recursos de suministro, incluyendo, pero sin limitarse a, la Ley Núm. 82-2010. e) Cualquier Plan de Acción permanecerá en efecto hasta que un Plan de Acción nuevo sea aprobado como parte de un procedimiento de PIR subsiguiente 0 hasta que la Comisión establezca lo contrario. L) Actualización del Estado de la Implementación del Plan de Acción Anterior El PIR deberá proveer una actualización del estado de la implementación del Plan de Acción que esté en efecto al momento de la presentación del PIR (o el Plan de Acción más reciente, si la presentación del PIR propuesto ocurre luego de la expiración de cualquier Plan de Acción previo). Esta actualización deberá incluir lo siguiente: 1) Una lista detallada de cada elemento del Plan de Acción del PIR anterior; 2) Una descripción de las acciones tomadas por la Autoridad para ejecutar cada acción; 3) Cualquier cambio a la fecha en el plazo previsto para el comienzo y finalización, permisología o requisitos regulatorios, 0 eliminación de la acción basado en la intervención de eventos; 4) Cualquier cambio en los procesos de permisología, ingeniería 0 construcción de Proyectos Significativos que estén en proceso; 5) Una descripción de la causa de cualquier cambio al Plan de Acción del PIR anterior. M) Actualización del Estado de los Proyectos de Energía Renovable- El PIR deberá incluir una evaluación de los proyectos de energía renovables nuevos y contratados, y la habilidad prevista para que la Autoridad cumpla con los objetivos de la cartera de energía renovable. Esta actualización debe estar compuesta de lo siguiente: 1) Una lista detallada de cada proyecto nuevo de energía renovable bajo contrato, pero que no ha sido construido al momento de la presentación del PIR. Para cada proyecto, el PIR deberá identificar: a) Si el proyecto fue incluido en la presentación del PIR como un recurso existente; b) Si el proyecto fue incluido en la presentación del PIR como un 40 posible recurso nuevo, y el año previsto para comenzar operación; c) El precio de energía contratada de la Autoridad para el proyecto, incluyendo cualquier escalador de precio aplicable; d) Cualesquiera otros pagos previstos a ser realizados por la Autoridad para el proyecto, incluyendo pagos suplementarios de energía renovable, pagos por capacidad, 0 cargos fijos, y una descripción del precio y la estructura de precio para dichos pagos; e) La etapa de contratación, permisología, financiamiento y construcción del proyecto; y f) Evaluación de la Autoridad de la probabilidad de la finalización del proyecto. 2) Una evaluación de la habilidad prevista de la Autoridad para cumplir con los objetivos de la cartera de energía renovable, incluyendo una tabla donde se ilustre la posición de cumplimiento anticipada de la Autoridad para cada año del Periodo de Planificación. N) Actualización del Estado de los Recursos de Demanda- El PIR deberá incluir una evaluación de los proyectos nuevos y contratados de demanda y capacidad, incluyendo eficiencia energética, respuesta a la demanda, generación distribuida y programas de manejo de cargas. Esta actualización debe estar compuesta de una lista detallada de cada programa nuevo de recurso de demanda que esté contratado, pero no haya sido implementado 0 construido al momento de la presentación del PIR. Para cada proyecto, el PIR deberá identificar: 1) Si el proyecto fue incluido en la presentación del PIR como un recurso existente; 2) Si el proyecto fue incluido en la presentación del PIR como un posible recurso nuevo, y el año previsto para su puesta en marcha 0 para que el programa comience a operar; 3) El precio de energía contratada de la Autoridad para el proyecto, incluyendo cualquier escalador de precio aplicable; 4) El precio de capacidad contratada de la Autoridad para el proyecto, incluyendo cualquier escalador de precio aplicable; 5) Cualquier otro pago previsto a ser realizado por la Autoridad para el proyecto, y una descripción del precio y la estructura de precio para 41 dichos pagos; 6) La etapa de contratación, permisología, financiamiento y construcción del proyecto; y 7) Evaluación de la Autoridad de la probabilidad de la finalización del proyecto.