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/G50/GE1/G67/G2E/G20/G31/G35 /G50/G52/G4F/G59/G45/G43/G54/G4F Lima, viernes 28 de noviembre de 2003 miento de alguna de las condiciones descritas previa- mente. El nuevo procedimiento deberá aprobarse con una anticipación de por lo menos 3 meses a su entrada en vigor. En caso que, como resultado de la revisión, se requiera modificar el procedimiento se seguirá lo dispuesto en elReglamento General del OSINERG para la aprobación de los reglamentos y normas de alcance general que dicte este organismo en cumplimiento de sus funciones. 4. Sustento del Procedimiento Los criterios y parámetros que se han empleado en el Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de la Potencia tienen su origen en la experiencia regu- latoria de los últimos años y en los principios económi-cos que dan sustento al cargo de capacidad de acuer- do con el conocimiento reciente relacionado al diseño de los mercados de electricidad. Las valorizaciones yfactores asumidos para la unidad de punta se han ob- tenido a partir de especificaciones técnicas típicas de diseño de las plantas, metrados y costos eficientes demercado. En el resto de este capítulo se presenta con mayor de- talle la explicación del origen de los diferentes conceptos y parámetros utilizados en el procedimiento. 4.1. Selección de la Unidad de Punta4.1.1. Tipo de Unidad Generadora La potencia de punta debe tarificarse sobre la base de la anualidad del costo de inversión más el costo fijo de operación y mantenimiento de la tecnología más econó- mica para dar potencia adicional en las horas de mayorprobabilidad de falla. En valor esperado, ese número de horas es pequeño, y consecuentemente el factor de plan- ta esperado de esas unidades también lo es. Desde elpunto de vista del sistema generador, este precio resulta aplicable a la potencia firme de las unidades generado- ras. Desde el punto de vista de los consumidores, estevalor debe recaudarse en las horas en que el sistema se encuentra más requerido. ¿Cuál es la tecnología más económica para dar sumi- nistro de potencia y limitar fallas en horas críticas? Como se dijo en el párrafo anterior, el factor de planta esperadode este tipo de unidad debe ser bajo, del orden del LOLP total aceptable en el sistema, o bien del número de horas de punta del sistema. Pero en determinadas circunstan-cias, por ejemplo en un año muy seco y con indisponibi- lidad de unidades térmicas, el despacho diario de la po- tencia de reserva de referencia puede resultar alto. La experiencia muestra que una turbina a gas de ciclo simple cumple bien esta función, pues si bien su costovariable de operación es elevado, su costo de inversión y costo fijo de operación y mantenimiento es bajo. Prác- ticamente ninguna otra tecnología permite obtener uncosto mínimo inferior al de una turbina a gas, salvo en sistemas térmicos muy pequeños en que una unidad diesel rápida puede tener un costo medio inferior al deuna turbina a gas pequeña. La práctica regulatoria en los países que tarifican la po- tencia sobre la base de una tecnología apropiada para garantizar suministro, ha llevado a usar comúnmente el costo de una turbina a gas de ciclo abierto. La turbina a gas puede emplear varios combustibles; el más común y a la vez el más adecuado es el gas natu-ral, también puede emplear combustibles líquidos como el petróleo diesel Nº 2 y combustibles pesados. No es conveniente el uso de combustibles pesados en unidades de punta, en vista de que la inversión de la planta resulta mayor, la operación es más compleja y launidad no se encuentra disponible en todo momento, debido que se requiere de un tiempo para alcanzar las condiciones necesarias para su arranque. El gas natural es el combustible ideal para una turbina a gas; sin embargo, el empleo de este combustible en launidad de punta deberá ser revisado en el futuro con la llegada del gas natural a Lima y su utilización como com- bustible asociado a la unidad de punta a fin de optar por lasolución técnica más económica. Por lo tanto, mientras no se dé esta condición en el sistema, el combustible para la unidad de punta debe ser el petróleo diesel Nº 2.4.1.2. Capacidad estándar de la unidad de punta (CE ISO) y número de unidades requeridas (NUR) Durante los últimos años tanto el COES como el OSI- NERG han efectuado esfuerzos importantes para esta- blecer una metodología objetiva para la determinaciónde la unidad de punta. Es preciso reconocer, sin embargo que los resultados, desde el punto de vista del OSINERG, han llevado al convencimiento de que no resulta prudente complicar innecesariamente la metodología de cálculo y que másbien resultaría oportuno aprovechar la experiencia acu- mulada a fin de simplificar la metodología de selección de la unidad en beneficio de un procedimiento más claro,objetivo y predecible. La experiencia ha demostrado que la metodología de de- talle que se puede utilizar para efectuar la selección de la unidad podría ser más elaborada, sin embargo esto no garantiza necesariamente mejores resultados puesto queel mayor número de suposiciones que es necesario efec- tuar para llevarla a cabo va en sentido inverso a la inten- ción de obtener un resultado más robusto. Mientras por un lado es posible efectuar cálculos de detalle más elaborados (esperando con ello ser máspreciso en la selección de la unidad), de otro lado se pierde credibilidad en la validez del resultado al haberse apoyado sobre un número mayor de suposiciones. Laconclusión que se alcanza rápidamente es que no re- sulta beneficioso para los fines del caso efectuar más estudios de este tipo, debiendo emplearse para estosfines un procedimiento simplificado como el que se justi- fica a continuación. 4.1.2.1. Límite Inferior de la Capacidad Estándar Los estudios realizados por el COES-SINAC y el OSI- NERG en los últimos cinco años han dado como resulta- do unidades de punta con capacidades efectivas unita- rias superiores a 100 MW. Teniendo en cuenta estos resultados, resulta innecesa- rio a futuro analizar unidades de menor capacidad, por loque el tamaño mínimo a considerar debe ser 100 MW de capacidad estándar, operando a condiciones estándar ISO 2314, con petróleo diesel Nº 2. Con el incremento dela demanda, este límite inferior debe ir corrigiéndose, adaptándose a la mayor demanda. Actualmente la máxima demanda se encuentra en el or- den de los 3 000 MW para el Sistema Eléctrico Interco- nectado Nacional, por lo que la capacidad mínima actualestaría dentro del 3,5% de la máxima demanda anual. A fin de tomar en cuenta el crecimiento de la demanda, el límite inferior de la capacidad estándar de la unidad de punta debe ser fijado como un porcentaje de la máxima demanda. El valor razonable a considerar es el 3,5% dela máxima demanda anual del sistema. En vista de la capacidad mínima exigida a la unidad de punta, las turbinas a gas a considerar corresponden a las unidades del tipo industrial, siendo descartadas las aeroderivativas por su menor capacidad unitaria. 4.1.2.2. Lím ite Superior de la Capacidad Estándar En un proceso de selección se tendería a seleccionar unidades de mayor capacidad, para aprovechar la eco- nomía de escala. La falta de un límite superior podríallevar a seleccionar unidades modernas muy grandes que, por economía de escala, den como resultado un precio básico de potencia bajo, con la consiguiente des-motivación para invertir. El tamaño máximo de la unidad de punta tiene relación con el tamaño máximo de la unidad que puede operar en el sistema, y cuya salida repentina de servicio no origine una perturbación de la estabilidad del sistema. Por lo tanto, la capacidad estándar de la unidad de punta debe ser limitada a un valor máximo que evite los incon-venientes de la economía de escala de las unidades de mayor capacidad unitaria cuya salida repentina de ser- vicio no perturbe el sistema eléctrico. Actualmente el sistema cuenta con una demanda máxi- ma del orden de 3 000 MW y unidades de generación delorden de 150 MW de capacidad, es decir, la unidad más grande del sistema representa actualmente el 5% de la máxima demanda anual.