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/G50/GE1/G67/G2E/G20/G31/G30 /G50/G52/G4F/G59/G45/G43/G54/G4F Lima, viernes 28 de noviembre de 2003 3.4. Definiciones y Glosario de Términos Cuando en el presente documento se utilicen los si- guientes términos en singular o plural se deberá enten- der por: COES : Organismo técnico denominado Co- mité de Operación Económica del Sis- tema conformado por los titulares de las centrales de generación y de sis- temas de transmisión, cuyas instala- ciones se encuentren interconecta- das, con la finalidad de coordinar su operación al mínimo costo, garantizan- do la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejor aprove- chamiento de los recursos energéti- cos. DGE : Dirección General de Electricidad del Mi- nisterio de Energía y Minas. MEM : Ministerio de Energía y Minas.GART : Gerencia Adjunta de Regulación Tarifa- ria de OSINERG. LCE : Ley de Concesiones Eléctricas - Decre- to Ley Nº 25844. OSINERG: Organismo Supervisor de la Inversión Privada en Energía. RLCE : Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. CE ISO: Capacidad estándar de la unidad de pun- ta. CCBGNISO: Capacidad nominal ISO, en carga base con gas natural, a condiciones están-dar ISO 2314, tomada de la última edi- ción disponible de la revista especiali- zada "Gas Turbine World Handbook"(en adelante "GTWH"), considerando unidades que operen con una frecuen- cia de 60 Hertz. FCTC : F actor de corrección por tipo de com- bustible. FCCS : F actor de corrección por condiciones de servicio. MD año: Máxima demanda anual del sistema para el año en que se presenta la pro-puesta. NUR : Número de unidades requeridas en la central de punta. CTI CT: Costo Total de Inversión de la Central Termoeléctrica. FOBTG: Costo FOB del suministro del módulo de generación. CTICE: Costo Total de Inversión de la Conexión Eléctrica. FOBCE: Costo FOB del suministro importado de la conexión eléctrica. aINV : Anualidad de la Inversión de la unidad de punta. aCTICT: Anualidad de la Inversión de la Central Termoeléctrica. aCTICE: Anualidad de la Inversión de la Conexión Eléctrica. TD : Tasa de Actualización.n : Vida Útil, que es de 20 años para la Central Termoeléctrica y de 30 años para la Conexión Eléctrica, de acuer- do con lo dispuesto en el Artículo 126º del RLCE. FRC CT: Factor de Recuperación de Capital para la Central Termoeléctrica. FRCCE: Factor de Recuperación de Capital para la Conexión Eléctrica. CFPyO : Costos Fijos de Personal y Otros. CFOyM : Costos Fijos de Operación y Manteni- miento. CFaOyMe : Costo Fijo anual de Operación y Mante- nimiento estándar.CCUPS : Costo de Capacidad por unidad de po- tencia estándar. PEF: Potencia efectiva de la unidad de punta. FCCU : F actor de corrección por condiciones de ubicación. FU : Factor de Ubicación.CCUPE : Costo de Capacidad por unidad de po- tencia efectiva. TIF : Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad. MRFO : Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema. PBP : Precio Básico de la Potencia. PPM : Precio de la Potencia de Punta en cada barra del sistema. TC : Tipo de Cambio.FPMP : F actor de Pérdidas Marginales de Po- tencia. F Mensualidad :Factor por el que se multiplica la anuali- dad de un valor para obtener el equiva- lente mensual. FAPPM : Factor de Actualización del Precio de la Potencia de Punta. FTC : Factor por variación del Tipo de Cam- bio. FTAPBP : F actor por variación de la Tasa Arance- laria para la importación del equipo elec- tromecánico de generación. FPM : Factor por variación de los Precios al Por Mayor. a : Componente de moneda extranjera del Precio Básico de la Potencia. b : Componente de moneda nacional del Precio Básico de la Potencia. TA_PBP : T asa Arancelaria para la importación de turbinas a gas de potencia superior a 5000 kW. IPM : Índice de Precios al Por Mayor. 3.5. Metodología La metodología para determinar el Precio Básico de la Potencia se ciñe estrictamente a lo establecido en el Artículo 47º de la LCE y del Artículo 126º del RLCE. La metodología a seguir es la siguiente: •Se determina el tipo de unidad generadora más eco- nómica para suministrar potencia adicional durante las horas de máxima demanda anual del sistema eléctrico. •Se determina la Anualidad de la Inversión de la cen- tral y de la conexión eléctrica. Dicha Anualidad se expresa como costo unitario de capacidad están- dar. •Se determina el Costo Fijo anual de Operación y Mantenimiento estándar, considerando la distribu- ción de los costos comunes entre todas las unida- des de la central. Dicho costo se expresa comocosto unitario de capacidad estándar. •Se determina el Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar como la suma de los costos uni- tarios estándares de la Anualidad de la Inversión más el Costo Fijo anual de Operación y Manteni-miento estándar. •Se determina la potencia efectiva de la unidad y el factor de ubicación. •Se determina el Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva como el Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar por el factor de ubica- ción. •Se determina el Precio Básico 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 laUnidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema.