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/G50/GE1/G67/G2E/G20 /G32/G37/G32/G33/G34/G36 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20/G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, martes 13 de julio de 2004 terminada de acuerdo con lo que se establez- ca en el presente procedimiento. 4.10. FCTC : Factor de corrección por tipo de combustible. 4.11. FCCS : F actor de corrección por condiciones de servi- cio. 4.12. MDaño: Máxima demanda anual proyectada del siste- ma para el año en que se presenta la propues- ta. 4.13. NUR : Número de unidades requeridas en la central de punta. 4.14. CTICT: Costo Total de Inversión de la Central Termo- eléctrica. 4.15. FOBTG: Costo FOB del suministro del módulo de gene- ración. 4.16. CTICE: Costo Total de Inversión de la Conexión Eléc- trica. 4.17. FOBCE: Costo FOB del suministro importado de la co- nexión eléctrica. 4.18. aINV : Anualidad de la In versión de la unidad de pun- ta. 4.19. aCTICT: Anualidad de la Inversión de la Central Termo- eléctrica. 4.20. aCTICE: Anualidad de la Inversión de la Conexión Eléc- trica. 4.21. TD : Tasa de Actualización de acuerdo con lo dis- puesto en el Artículo 79º de la LCE. 4.22. n : Vida Ú til de acuerdo con lo dispuesto en el Ar- tículo 126º del RLCE. 4.23. FRCCT: Factor de Recuperación de Capital para la Cen- tral Termoeléctrica. 4.24. FRCCE: Factor de Recuperación de Capital para la Co- nexión Eléctrica. 4.25.CFPyO : Costos Fijos de Personal y Otros. 4.26. CFOyM : Costos Fijos de Operación y Mantenimiento. 4.27. CFaOyMe : Costo Fijo anual de Operación y Mantenimien- to estándar. 4.28. CCUPS : Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar. 4.29. PEF: Potencia efectiva de la unidad de punta. 4.30. FCCU : F actor de corrección por condiciones de ubica- ción. 4.31. FU : F actor de Ubicación. 4.32. CCUPE : Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva. 4.33. TIF : Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad. 4.34. MRFO : Margen de Reserva Firme Objetivo del siste- ma. 4.35. PBP : Precio Básico de la Potencia. 4.36. PPM : Precio de la P otencia de Punta en cada barra del sistema. 4.37. TC : Tipo de Cambio.4.38.FPMP : Factor de Pérdidas Marginales de Potencia. 4.39. F Mensualidad: Factor por el que se multiplica la anualidad de un valor para obtener el equivalente mensual. 4.40. FAPPM : Factor de Actualiza ción del Precio de la Poten- cia de Punta. 4.41. FTC : Factor por var iación del Tipo de Cambio. 4.42. FTAPBP : F actor por variación de la Tasa Arancelaria para la importación del equipo electromecánico de generación. 4.43. FPM : Factor por var iación de los Precios al Por Ma- yor. 4.44. a : Componente de moneda extranjera del Precio Básico de la Potencia. 4.45. b : Componente de moneda nacional del Precio Básico de la Potencia. 4.46. TA_PBP : Tasa Arancelaria par a la importación de turbi- nas a gas de potencia superior a 5000 kW. 4.47. IPM : Índice de Precios al Por Mayor. 4.48. GTWH : Revista especializada “Gas Turbine World Han- dbook”. 4.49. TAMEX : T asa activa promedio en moneda extranjera, publicada por la Superintendencia de Banca ySeguros.5. Metodología La metodología para determinar el Precio Básico dela Potencia se ciñe estrictamente a lo establecido en el Artículo 47º de la LCE y en el Artículo 126º del RLCE. La metodología a seguir es la siguiente: 5.1. Se determina el tipo de unidad generadora más económica para suministrar potencia adicionaldurante las horas de máxima demanda anual del sistema eléctrico. 5.2. Se determina la Anualidad de la Inversión de la central y de la conexión eléctrica. Dicha Anua- lidad se expresa como costo unitario de capa- cidad estándar. 5.3. Se determina el Costo Fijo anual de Operación y Mantenimiento estándar, considerando la dis- tribución de los costos comunes entre todaslas unidades de la central. Dicho costo se ex- presa como costo unitario de capacidad están- dar. 5.4. Se determina el Costo de Capacidad por uni- dad de potencia estándar como la suma de los costos unitarios estándares de la Anualidad dela Inversión más el Costo Fijo anual de Opera- ción y Mantenimiento estándar. 5.5. Se determina la potencia efectiva de la unidad y el factor de ubicación. 5.6. Se determina el Costo de Capacidad por uni- dad de potencia efectiva como el Costo de Ca-pacidad por unidad de potencia estándar por el factor de ubicación. 5.7. 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 For-tuita de la Unidad y el Margen de Reserva Fir- me Objetivo del sistema. 6. Selección de la Unidad de Punta 6.1 Tipo de Unidad Generadora Se define que el tipo de unidad generadora más eco- nómica para suministrar potencia adicional durante las horas de máxima demanda anual del sistemaeléctrico es una turbina a gas del tipo industrial, operando con petróleo diesel Nº 2. La selección de este tipo de unidad será revisada cuando la opera-ción en la punta se efectúe con un combustible más económico o cada cuatro años. 6.2 Ubicación de la Unidad de Punta 6.2.1.Los criterios para determinar la ubicación de la unidad de punta son los siguientes: i. La ubicación de la unidad de punta debe corresponder a aquella en que se produz- ca el valor mínimo de pérdidas de trans- misión durante su operación en la condi-ción de máxima demanda del sistema. Esto implica teóricamente que se busca- rá ubicaciones cercanas al centro de car-ga del sistema. ii. La ubicación debe corresponder con ins- talaciones existentes posibles de ser am-pliadas y/o ubicaciones con facilidades para la construcción que permitan redu- cir los costos de inversión. iii. La ubicación debe ser compatible con el área y servicios que requiera la unidad de punta, así como con el óptimo rendi-miento a obtenerse de ésta. 6.2.2. Al momento de aprobación de este procedi- miento se considerará que la unidad de punta está ubicada en una de las subestaciones de la ciudad de Lima, conectada al sistema en 220kV, sin considerar línea de transmisión. Esta ubicación será revisada cuando se presente/G50/G52/G4F/G59/G45/G43/G54/G4F