NORMA LEGAL OFICIAL DEL DÍA 30 DE SEPTIEMBRE DEL AÑO 2004 (30/09/2004)

PÆg. 277360 NORMAS LEGALES Lima, jueves 30 de setiembre de 2004 4.14. CTICE: Costo Total de Inversión de la Conexión Eléc- trica. 4.15. CTICT: Costo Total de Inversión de la Central Termo- eléctrica. 4.16. DGE : Dirección General de Electricidad del Ministe- rio de Energía y Minas. 4.17. GART : Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de OSINERG. 4.18.GTWH : Revista especializada “Gas Turbine World Handbook”. 4.19. IPM : Índice de Precios al Por Mayor. 4.20. LCE : Ley de Concesiones Eléctricas – Decreto Ley N° 25844. 4.21. MDaño: Máxima demanda nacional anual proyectada del sistema para el año en que se presenta lapropuesta. 4.22. MEM : Ministerio de Energía y Minas. 4.23.MRFO : Margen de Reserva Firme Objetivo del siste- ma. 4.24. n : Vida Útil de acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 126° del RLCE. 4.25. NUR : Número de unidades requeridas en la central de punta. 4.26. FAPPM : F actor de Actualización del Precio de la Po- tencia de Punta. 4.27.FCTC : F actor de corrección por tipo de combustible. 4.28.FCCU : F actor de corrección por condiciones de ubi- cación. 4.29.FCCS : F actor de corrección por condiciones de ser- vicio. 4.30. FOB TG: Costo FOB del suministro del módulo de ge- neración. 4.31. FOBCE: Costo FOB del suministro importado de la conexión eléctrica. 4.32. FPM : Factor por variación de los Precios al Por Mayor. 4.33. FPMP : F actor de Pérdidas Marginales de Potencia. 4.34. FRCCE: Factor de Recuperación de Capital para la Conexión Eléctrica. 4.35. FRCCT: Factor de Recuperación de Capital para la Central Termoeléctrica. 4.36. FU : F actor de Ubicación. 4.37. FMensualidad: Factor por el que se multiplica la anualidad de un valor para obtener el equivalente men-sual. 4.38. FTAPBP : Factor por variación de la Tasa Arancelaria para la importación del equipo electromecá-nico de generación. 4.39. FTC : F actor por variación del Tipo de Cambio. 4.40. OSINERG : Organismo Supervisor de la Inversión en Energía. 4.41. P EF: Potencia efectiva de la unidad de punta. 4.42. PBP : Precio Básico de la Potencia. 4.43. PPM : Precio de la Potencia de Punta en cada barra del sistema. 4.44. RLCE : Reglamento de la Ley de Concesiones Eléc- tricas. 4.45. TA_PBP : T asa Arancelaria para la importación de tur- binas a gas de potencia superior a 5000 kW. 4.46. TAMEX : T asa activa promedio en moneda extranjera, publicada por la Superintendencia de Bancay Seguros. 4.47. TC : Tipo de Cambio. 4.48. TD : T asa de Actualización de acuerdo con lo dis- puesto en el Artículo 79° de la LCE. 4.49. TIF : Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la uni- dad. 5. Metodología La metodología para determinar el Precio Básico de la Potencia se ciñe estrictamente a lo establecido en el Artí-culo 47º de la LCE y en el Artículo 126º del RLCE. La me-todología a seguir es la siguiente: 5.1. Se determina el tipo de unidad generadora más económica para suministrar potencia adicional durante lashoras de máxima demanda anual del sistema eléctrico. 5.2. Se determina la conexión eléctrica para la interco- nexión al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. 5.3. Se determina la Anualidad de la Inversión de la cen- tral y de la conexión eléctrica. Dicha Anualidad se expresacomo costo unitario de capacidad estándar. 5.4. Se determina el Costo Fijo anual de Operación y Mantenimiento estándar, considerando la distribución delos costos comunes entre todas las unidades de la central.Dicho costo se expresa como costo unitario de capacidadestándar. 5.5. Se determina el Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar como la suma de los costos unitariosestándares de la Anualidad de la Inversión más el CostoFijo anual de Operación y Mantenimiento estándar. 5.6. Se determina la potencia efectiva de la unidad y el factor de ubicación. 5.7. Se determina el Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva como el Costo de Capacidad por unidadde potencia estándar por el factor de ubicación. 5.8. Se determina el Precio Básico de la Potencia como el producto del Costo de Capacidad por unidad de poten-cia efectiva y los factores que toman en cuenta la Tasa deIndisponibilidad Fortuita de la Unidad y el Margen de Re-serva Firme Objetivo del sistema. 6. Selección de la Unidad de Punta6.1 Tipo de Unidad Generadora Se define que el tipo de unidad generadora más econó- mica para suministrar potencia adicional durante las horasde máxima demanda anual del sistema eléctrico es unaturbina a gas del tipo industrial, operando con petróleo die-sel Nº 2. La selección de este tipo de unidad será revisadacuando la operación en la punta se efectúe con un com-bustible más económico. 6.2 Ubicación de la Unidad de Punta6.2.1. Los criterios para determinar la ubicación de la unidad de punta son los siguientes: i. La ubicación de la unidad de punta debe correspon- der a aquella en que se produzca el valor mínimo de pérdi-das de transmisión durante su operación en la condiciónde máxima demanda del sistema. Esto implica analizarubicaciones cercanas al centro de carga del sistema. ii. La ubicación debe corresponder a aquella definida con instalaciones existentes posibles de ser ampliadas y/oubicaciones con facilidades para la construcción que per-mitan reducir los costos de inversión. iii. La ubicación debe ser compatible con el área y ser- vicios que requiera la unidad de punta, así como con elóptimo rendimiento a obtenerse de ésta. 6.2.2. Al momento de aprobación de este procedimien- to se considerará que la unidad de punta está ubicada enuna de las subestaciones de la ciudad de Lima, conectadaal sistema en 220 kV, sin considerar línea de transmisión.Esta ubicación será revisada cuando se presente una va-riación significativa de la distribución de cargas en el SEINque amerite dicha revisión. 6.3 Capacidad estándar de la unidad de punta (CE I- SO) y número de unidades requeridas (NUR) 6.3.1. La capacidad estándar de la unidad de punta (CEI- SO) se define como la potencia entregada por la unidad en los bornes de alta tensión del transformador de potenciade la unidad de punta, operando a las condiciones están-dar definidas por la norma ISO 2314 6. 6.3.2. La capacidad estándar de la unidad de punta será no menor de 3,5% (límite inferior) ni mayor de 5,0% (límitesuperior) de la máxima demanda anual del sistema para elaño en que se presenta la propuesta: año ISO año MD * 5% CE MD * 3,5% << ........... (1) Donde: MDaño= Máxima demanda nacional anual proyectada del sistema para el año en que se presenta la pro-puesta. 6.3.3. La capacidad estándar de la unidad de punta se determina de la siguiente manera: FCCS*FCTC CCBGN CE ISO ISO ∗ = ......... (2) 6Las norma ISO 2314 define como condiciones estándar las siguientes: Temperatura ambiente: 15º CPresión atmosférica: 1000 mbarHumedad relativa: 60%