Norma Legal Oficial del día 28 de Noviembre del año 2003 (28/11/2003)
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TEXTO DE LA PÁGINA 102
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PROYECTO
CCUPS PEF FCCU FU CCUPE TIF MRFO PBP PPM TC FPMP FMensualidad FAPPM FTC FTAPBP FPM a b TA_PBP IPM : : : : : : : : : : :
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MORDAZA, viernes 28 de noviembre de 2003 Costo de Capacidad por unidad de potencia estandar. Potencia efectiva de la unidad de punta. Factor de correccion por condiciones de ubicacion. Factor de Ubicacion. Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva. Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad. Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema. Precio Basico de la Potencia. Precio de la Potencia de Punta en cada MORDAZA del sistema. MORDAZA de Cambio. Factor de Perdidas Marginales de Potencia. Factor por el que se multiplica la anualidad de un valor para obtener el equivalente mensual. Factor de Actualizacion del Precio de la Potencia de Punta. Factor por variacion del MORDAZA de Cambio. Factor por variacion de la Tasa Arancelaria para la importacion del equipo electromecanico de generacion. Factor por variacion de los Precios al Por Mayor. Componente de moneda extranjera del Precio Basico de la Potencia. Componente de moneda nacional del Precio Basico de la Potencia. Tasa Arancelaria para la importacion de turbinas a gas de potencia superior a 5000 kW. Indice de Precios al Por Mayor.
3.4. Definiciones y Glosario de Terminos Cuando en el presente documento se utilicen los siguientes terminos en singular o plural se debera entender por: COES : Organismo tecnico denominado Comite de Operacion Economica del Sistema conformado por los titulares de las centrales de generacion y de sistemas de transmision, cuyas instalaciones se encuentren interconectadas, con la finalidad de coordinar su operacion al minimo costo, garantizando la seguridad del abastecimiento de energia electrica y el mejor aprovechamiento de los recursos energeticos. Direccion General de Electricidad del Ministerio de Energia y Minas. Ministerio de Energia y Minas. Gerencia Adjunta de Regulacion Tarifaria de OSINERG. Ley de Concesiones Electricas - Decreto Ley Nº 25844. Organismo Supervisor de la Inversion Privada en Energia. Reglamento de la Ley de Concesiones Electricas. Capacidad estandar de la unidad de punta. Capacidad nominal ISO, en carga base con gas natural, a condiciones estandar ISO 2314, tomada de la MORDAZA edicion disponible de la revista especializada "Gas Turbine World Handbook" (en adelante "GTWH"), considerando unidades que operen con una frecuencia de 60 Hertz. Factor de correccion por MORDAZA de combustible. Factor de correccion por condiciones de servicio. MORDAZA demanda anual del sistema para el ano en que se presenta la propuesta. Numero de unidades requeridas en la central de punta. Costo Total de Inversion de la Central Termoelectrica. Costo FOB del suministro del modulo de generacion. Costo Total de Inversion de la Conexion Electrica. Costo FOB del suministro importado de la conexion electrica. Anualidad de la Inversion de la unidad de punta. Anualidad de la Inversion de la Central Termoelectrica. Anualidad de la Inversion de la Conexion Electrica. Tasa de Actualizacion. MORDAZA Util, que es de 20 anos para la Central Termoelectrica y de 30 anos para la Conexion Electrica, de acuerdo con lo dispuesto en el Articulo 126º del RLCE. Factor de Recuperacion de Capital para la Central Termoelectrica. Factor de Recuperacion de Capital para la Conexion Electrica. Costos Fijos de Personal y Otros. Costos Fijos de Operacion y Mantenimiento. Costo Fijo anual de Operacion y Mantenimiento estandar.
DGE MEM GART LCE
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OSINERG : RLCE CEISO : :
CCBGN ISO :
FCTC FCCS MDano NUR CTICT FOBTG CTICE FOBCE aINV aCTICT aCTICE TD n
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3.5. Metodologia La metodologia para determinar el Precio Basico de la Potencia se cine estrictamente a lo establecido en el Articulo 47º de la LCE y del Articulo 126º del RLCE. La metodologia a seguir es la siguiente: · Se determina el MORDAZA de unidad generadora mas economica para suministrar potencia adicional durante las horas de MORDAZA demanda anual del sistema electrico. Se determina la Anualidad de la Inversion de la central y de la conexion electrica. Dicha Anualidad se expresa como costo unitario de capacidad estandar. Se determina el Costo Fijo anual de Operacion y Mantenimiento estandar, considerando la distribucion de los costos comunes entre todas las unidades de la central. Dicho costo se expresa como costo unitario de capacidad estandar. Se determina el Costo de Capacidad por unidad de potencia estandar como la suma de los costos unitarios estandares de la Anualidad de la Inversion mas el Costo Fijo anual de Operacion y Mantenimiento estandar. Se determina la potencia efectiva de la unidad y el factor de ubicacion. Se determina el Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva como el Costo de Capacidad por unidad de potencia estandar por el factor de ubicacion. Se determina el Precio Basico de la Potencia como el producto del Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva y los factores que toman en cuenta la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la Unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema.
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