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/G50/GE1/G67/G2E/G20/G31/G36 /G50/G52/G4F/G59/G45/G43/G54/G4F Lima, viernes 28 de noviembre de 2003 En consecuencia, el valor recomendable es limitar la capaci- dad estándar al 5% de la máxima demanda anual del siste- ma, porcentaje concordante con la relación entre la unidad de mayor tamaño del sistema y la máxima demanda actual. 4.1.2.3. Procedimiento de Selección La unidad de punta no necesariamente debe ser una unidad comercial disponible en el mercado. Como ha señalado la experiencia, la selección mediante comple- jos procedimientos de cálculo determinísticos o probabi-lísticos no es una solución recomendable. El Precio Básico de la Potencia debe ser una señal esta- ble, señal no sujeta a cambios bruscos por la introduc- ción de una tecnología nueva que reduzca los precios o, como se ha mencionado anteriormente, por la introduc-ción de una unidad de mayor capacidad unitaria con una mejor economía de escala. La unidad de punta debe ser una unidad no necesaria- mente existente comercialmente, pero sí debe ser re- presentativa de las unidades existentes en el mercadomundial de turbinas para los límites de capacidad esta- blecidos en las secciones precedentes. Seleccionar una unidad comercial existente en el mer- cado podría originar variaciones del precio de la poten- cia de punta al compararse económicamente unidadesde diferente tecnología. Por ejemplo, podría seleccionar- se una unidad de tecnología nueva, de mayor costo de inversión y con un alto rendimiento que compense lamayor inversión, incrementándose de esta manera el precio de la potencia, o podría ocurrir el caso contrario, de seleccionar una unidad de bajo costo de inversiónque compensaría el menor rendimiento, obteniéndose de esta manera un precio de la potencia de punta menor. Por lo tanto, la capacidad estándar de la unidad de punta se deberá tomar sobre la base del cociente obtenido al dividir la suma de las capacidades estándar de cada unidad entreel número de unidades cuyas capacidades estándar se encuentran dentro de los límites inferior y superior exigidos en las secciones anteriores, cuyas capacidades nomina-les ISO sean tomadas de la última edición disponible de la revista especializada "Gas Turbine World Handbook" y que operen con una frecuencia de 60 Hertz. En el caso de que no existan unidades en el rango de capacidades establecido, la capacidad estándar de launidad de punta será igual a la capacidad estándar de la unidad de punta que se haya considerado en la última regulación tarifaria. En este caso se deberá determinarel número de unidades requeridas. 4.1.2.4. Determinación de la Capacidad Estándar La capacidad estándar de la unidad de punta se define como la potencia entregada por la planta en bornes de alta tensión del transformador de potencia, operando alas condiciones estándar definidas por la norma ISO 2314, utilizando como combustible el petróleo diesel Nº 2. Por lo tanto, corresponde determinar los factores que se utilizarán para determinar la capacidad estándar de la unidad de punta partiendo de los valores de capacidadnominal ISO, en carga base con gas natural, a condicio- nes estándar ISO 2314, tomados de la revista "Gas Tur- bine World Handbook". En primer lugar, se debe utilizar el factor de corrección por tipo de combustible, para operar con petróleo diesel Nº 2. Elfactor, en este caso, se ha determinado sobre la base de curvas estándares de fabricantes y su valor es igual a 0,9804. En segundo lugar, corresponde utilizar un factor de correc- ción por condiciones de servicio. Este factor debe tomar en cuenta factores de servicio como son el factor por pér-didas en los filtros de aire, el factor por pérdida de presión en escape, el factor por consumos auxiliares y el factor por pérdidas en el transformador. El factor de corrección porcondiciones de servicio se ha encontrado que es igual a 0,9876 y resulta del producto de los siguientes factores, los mismos que han sido determinados sobre la base de cur-vas estándares de fabricantes o valores eficientes para equipamientos de generación y transformación: Factor por pérdidas en filtros de aire = 0,9966 Factor por pérdida de presión en escape = 0,9989 Factor por consumo de servicios auxiliares = 0,9960 Factor por pérdidas en el transformador = 0,99604.1.2.5. Número de Unidades Requeridas En principio se considerará solo una unidad en la central de punta. El número de unidades requeridas podrá va-riar cuando la capacidad estándar de la unidad de punta esté por debajo del límite inferior de capacidad estándar establecido, en cuyo caso el número de unidades re-queridas se determinará incrementando una unidad a la parte entera del cociente obtenido al dividir el límite infe- rior de la capacidad estándar de la unidad de punta entrela capacidad estándar de la unidad de punta vigente. El número de unidades se determina únicamente para propósitos de aplicación del literal a), numeral II), del Artículo 126º del RLCE, para la distribución de los cos- tos fijos comunes. 4.1.3. Ubicación de la Unidad de Punta 4.1.3.1. Criterios para determinar la Ubicación de la Unidad de Punta Los criterios para determinar la ubicación de la unidad de punta son los siguientes: •La ubicación de la unidad de punta debe correspon- der a aquella en que se produzca el valor mínimo de pérdidas de transmisión durante su operación en lacondición de máxima demanda del sistema. Esto implica teóricamente que se buscará ubicaciones cercanas al centro de carga del sistema. •La ubicación debe corresponder con instalaciones existentes posibles de ser ampliadas y/o ubicacio-nes con facilidades para la construcción que permi- tan reducir los costos de inversión. •La ubicación debe ser compatible con el área y ser- vicios que requiera la unidad de punta, así como con el óptimo rendimiento a obtenerse de ésta. 4.1.3.2. Resultado de la Aplicación de los Criterios De acuerdo con los criterios para determinar la ubica- ción de la unidad de punta, se utilizó un programa com- putacional en el cual se corrieron flujos de potencia en condiciones de máxima demanda para alternativas deubicación elegidas previamente para la unidad de punta. Con los resultados de pérdidas obtenidos de los flujos de potencia, se procedió a efectuar las comparaciones co- rrespondientes para identificar la ubicación de la unidad que minimice el valor de los retiros de potencia de punta en cadabarra al aplicarles el Precio Básico de la Potencia de punta, afectada por el factor de penalización en cada barra. Del análisis de los resultados, se verificó que el centro de carga principal sigue siendo Lima. Se definió como las ubicaciones más adecuadas las subestaciones de220 kV de Ventanilla, Zapallal y San Juan. Se determinó que la ubicación más conveniente en función de la mini- mización del valor de los retiros de potencia de punta encada barra, sería la subestación San Juan; en el caso de incrementarse la potencia de la unidad de punta, se tiene que la ubicación pasaría a ser más favorable en lasubestación Ventanilla. En conclusión, se verifica que la ubicación más conve- niente para la unidad de punta del Sistema Eléctrico Inter- conectado Nacional sería, en términos generales, una de las subestaciones en 220 kV de la ciudad de Lima. Estaubicación para la unidad de punta no ha variado, a partir de la interconexión de los sistemas centro norte y sur, siendo necesaria una revisión de la misma solamentecuando se presente una variación significativa de la distri- bución de cargas en el SEIN que amerite dicha revisión. 4.2. Determinación de la Anualidad de los Cos- tos de Inversión 4.2.1. Suministro Importado de la Central Termo- eléctrica 4.2.1.1. Precio FOB del Turbogenerador El costo del suministro importado del turbogenerador será determinado a partir del precio FOB del suministro del módulo de generación, el mismo que será tomado de la revista "Gas Turbine World Handbook".