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Informe N° 0434-2008-GART

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(Elaborado en cumplimiento a lo dispuesto en el Artículo 6° del Decreto Legislativo N° 1041)

Prepublicación

Lima, octubre de 2008

OSINERGMIN Informe N° 0434-2008-GART

Procedimiento “Compensación Adicional por Seguridad de Suministro” - Prepublicación Página 2 de 29

ÍNDICE

1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................................ 3 1.1. ANTECEDENTES ..................................................................................................... 3 1.2. PREPUBLICACIÓN DEL PROYECTO DE RESOLUCIÓN ................................................. 4

2. SUSTENTO DE LA NORMA .......................................................................................... 5 2.1. DESARROLLO DE LA PROPUESTA ............................................................................ 6

3. ASPECTOS TÉCNICOS DEL SISTEMA DUAL .......................................................... 10 3.1. INSTALACIONES REQUERIDAS PARA LA OPERACIÓN DE LAS TURBINAS..................... 10 3.2. INSTALACIONES AUXILIARES ................................................................................. 19

4. PROPUESTA DE PROCEDIMIENTO .......................................................................... 21 4.1. MARCO LEGAL ..................................................................................................... 21 4.2. ALCANCES ........................................................................................................... 22 4.3. DEFINICIONES Y ABREVIATURAS ........................................................................... 22 4.4. ASPECTOS GENERALES ....................................................................................... 23 4.5. DETERMINACIÓN DEL COSTO UNITARIO EFICIENTE POR DUALIDAD ........................ 23 4.6. DETERMINACIÓN DEL CARGO UNITARIO POR COMPENSACIÓN POR SEGURIDAD DE

SUMINISTRO ........................................................................................................ 24 4.7. ASIGNACIÓN DE LA COMPENSACIÓN POR SEGURIDAD DE SUMINISTRO ................... 25 4.8. SANCIONES ......................................................................................................... 25

5. EJEMPLO DE APLICACIÓN ....................................................................................... 26 5.1. DETERMINACIÓN DEL COSTO UNITARIO EFICIENTE POR DUALIDAD ........................ 26 5.2. DETERMINACIÓN DEL CARGO UNITARIO POR COMPENSACIÓN POR SEGURIDAD DE

SUMINISTRO ........................................................................................................ 29 5.3. ASIGNACIÓN DE LA COMPENSACIÓN POR SEGURIDAD DE SUMINISTRO ................... 29



1. Introducción

1.1. Antecedentes Con fecha 26 de junio de 2008, se publicó en el Diario Oficial El Peruano, el Decreto Legislativo N° 1041 (en adelante “DL 1041”). La mencionada norma establece en su Artículo 6° que OSINERGMIN regulará el pago de una compensación adicional para los generadores eléctricos que operen con gas natural y que tengan equipos o instalaciones que permitan la operación alternativa de su central con otro combustible.

En el mismo Artículo 6° se indica que esta compensación se denomina “compensación por seguridad de suministro” y que OSINERGMIN, al fijar las Tarifas en Barra1, considerará como mínimo la recuperación de las inversiones en centrales térmicas de alto rendimiento.

El presente informe tiene por objeto presentar la propuesta de norma aplicable para la determinación y remuneración por “compensación por seguridad de suministro” en cumplimiento de lo dispuesto por el DL 1041 (en adelante “la Propuesta”).

1 Los términos Tarifas en Barra y Precios en Barra se deben entender como sinónimos y se refieren a aquellas tarifas que se determinan como resultado de la aplicación del Título V de la Ley de Concesiones Eléctricas.



1.2. Prepublicación del Proyecto de Resolución De conformidad con lo dispuesto por el Artículo 25° del Reglamento General de OSINERGMIN2, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, constituye requisito para la aprobación de los reglamentos y normas de alcance general que dicte OSINERGMIN, en cumplimiento de sus funciones, que sus respectivos proyectos hayan sido prepublicados en el Diario Oficial El Peruano, con el fin de recibir las sugerencias o comentarios de los interesados, los mismos que no tendrán carácter vinculante ni darán lugar a procedimiento administrativo.

Tal como se dispone en dicho artículo, la publicación debe contener el texto de la norma, una exposición de motivos y el plazo dentro del cual se recibirán los comentarios escritos de los interesados.

2 Artículo 25º. – Transparencia en el Ejercicio de la Función Normativa- Constituye requisito para la aprobación de los reglamentos y normas de alcance general que dicte OSINERG, dentro de su ámbito de competencia, que sus respectivos proyectos hayan sido prepublicados en el Diario Oficial El Peruano, con el fin de recibir los comentarios de los interesados, los mismos que no tendrán carácter vinculante ni darán lugar al inicio de un procedimiento administrativo. La mencionada publicación deberá contener lo siguiente:

a. El texto del reglamento o norma que se propone expedir. b. Una exposición de motivos. c. El plazo dentro del cual se recibirán los comentarios y sugerencias por escrito al mismo y, de considerarlo

necesario, la fecha en la que realizará la audiencia pública en la que se recibirán los comentarios verbales de los participantes. El plazo para la recepción de comentarios y la respectiva audiencia, cuando corresponda, no podrá ser menos de quince (15) días calendario, contados desde la fecha de publicación de la convocatoria.

Se exceptúa de la presente norma los reglamentos considerados de urgencia, los que deberán, en cada caso, expresar las razones en que se funda la excepción. Asimismo, se excluye de esta obligación las decisiones relacionadas con la fijación de tarifas de energía sujetas a procedimientos especiales, de acuerdo a la normatividad vigente.



2. Sustento de la Norma

La Propuesta tiene por objetivo dar cumplimiento al Artículo 6° del DL 10413, cuyo objeto es reconocer la prestación de un servicio complementario como es la seguridad adicional que para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional representa el contar con turbinas a gas que puedan operar con un combustible alternativo al gas natural.

El DL 1041 señala que la provisión de este servicio debe ser reconocida mediante un cargo por compensación por seguridad de suministro que debe determinarse al fijar los Precios en Barra considerando como mínimo la recuperación de las inversiones en centrales térmicas de alto rendimiento.

Al respecto, para la apropiada determinación del cargo requerido, es necesario establecer los parámetros respecto de los cuales se efectuarán los correspondientes cálculos. Así, a continuación se desarrollan estos aspectos.

3 Artículo 6°. Compensación adicional por seguridad de suministro OSINERGMIN regulará el pago de una compensación adicional para los generadores eléctricos que operen con gas natural y que tengan equipos o instalaciones que permitan la operación alternativa de su central con otro combustible. Dicha compensación se denominará compensación por seguridad de suministro. OSINERGMIN, al fijar la Tarifa en Barra, considerará como mínimo la recuperación de las inversiones en centrales térmicas de alto rendimiento.



2.1. Desarrollo de la Propuesta

2.1.1. Sobre la Unidad de Referencia Se considera que la Unidad de Referencia, entendida como aquella que servirá de base para dar cumplimiento a lo requerido por el DL 1041, debe ser una unidad con características representativas de las turbinas a gas que se instalen en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Para ello se toma el mismo criterio utilizado para la definición de la unidad de punta de acuerdo con el “Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia” aprobado por Resolución OSINERG N° 260-2004-OS/CD y sus modificatorias.

De otro lado, para efectos de la determinación de los costos adicionales por operar alternativamente con combustible diesel 2 se requiere conocer la eficiencia (rendimiento) de la central puesto que, como se desarrolla más adelante, el dimensionamiento de ciertos elementos depende de la cantidad de combustible requerido, el cual tiene una relación directa con el rendimiento (a mayor rendimiento menor consumo de combustible y viceversa); de este modo, de acuerdo con la información contenida en la publicación especializada Gas Turbine World Handbook, las turbinas industriales de alto rendimiento cuentan con eficiencias de aproximadamente 39% en condiciones ISO, lo que equivale utilizando los factores de corrección contenidos en el Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia a una eficiencia de 36%4 en sitio, valor que por tanto se tomará en cuenta para la determinación de la inversión en la central térmica de alto rendimiento a que se refiere el DL 1041.

2.1.2. Sobre el costo de inversión en la central de alto rendimiento

La Unidad de Referencia a considerar será de las mismas características que la unidad de punta determinada de acuerdo con el “Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia” sólo que con las instalaciones necesarias para operar con gas natural y alternativamente con diesel 2, es decir con capacidad de cambiar de combustible (fuel switching capacity). De este modo se considerará tanto instalaciones para el suministro de gas natural como para el suministro de petróleo diesel 2.

En cuanto al sistema de alimentación de gas natural se considera que éste inicia en la Estación de Regulación y Medición (ERM) y finaliza en una válvula de aislamiento de gas natural a la turbina. Se considera que la ERM cuenta con dos ramales paralelos de tuberías, válvulas y accesorios, con un brazo en operación normal y otro de reserva. Dicha estación ERM cumple con las siguientes funciones básicas:

• Limpieza primaria del gas natural de llegada, mediante filtrado de partículas y separación de líquidos.

4 Considerando los factores de corrección “Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia” (0,9804 por factor de corrección por combustible diesel 2; 0,9876 por factor de conexión al sistema de transmisión; y 0,9815 por factor de corrección por condiciones de sitio) se tiene 36% = 39%*0,9804*0,9876*0,9815.



• Limpieza secundaria mediante filtros.

• Medición del flujo

• Reducción y regulación de la presión de descarga.

• Aislamiento de la alimentación de gas natural

Complementariamente la unidad que opera con combustible diesel 2 como alternativo, requiere de instalaciones que cumplan las siguientes funciones:

• Recepción y transferencia desde el sistema de transporte de diesel 2.

• Almacenamiento y transferencia hacia el sistema de limpieza y purificación del combustible líquido.

• Tratamiento y separación de líquidos y partículas de sólidos del petróleo.

• Almacenamiento de petróleo limpio, de lodos y facilidades de descarga a camiones cisterna

• Alimentación a turbinas y tuberías y válvulas de conexión.

2.1.3. Sobre la compensación por seguridad de suministro De acuerdo con la legislación vigente, el Precio Básico de Potencia remunera la Potencia Firme de las unidades de generación eléctrica (entre ellas las turbinas a gas que utilizan gas natural). Dicha Potencia Firme es aquella que se puede entregar con alta seguridad, es decir la que se utiliza para poder determinar la seguridad del sistema. Complementariamente, se espera que a través de la remuneración por energía (adicional a la Potencia Firme) las unidades cubran los costos de inversión y operación no cubiertos por el Precio Básico de Potencia.

Lo anterior quiere decir que, en principio, el costo por contar con facilidades de operación dual se podría recuperar a través del propio sistema de precios; sin embargo, con la finalidad de disminuir el riesgo que supone incurrir en estos costos adicionales, se establece la compensación por seguridad de suministro para brindar una señal que incentive a las unidades que utilizan exclusivamente gas natural a adaptar sus instalaciones de modo tal que puedan también operar con diesel 2 e incrementen la seguridad del sistema, y en el caso de nuevas unidades a tomar la decisión de instalarlas con esta característica operativa. De este modo, este costo estaría sujeto a menos riesgo. Asimismo, al tratarse entonces de una señal, debe ser genérica y, por tanto, es razonable que se determine como un cargo por unidad de potencia.

De otro lado, para determinar correctamente el monto de la compensación, es necesario conocer las unidades de generación (turbogas) que pueden realmente brindar el servicio requerido. Por ello la compensación será igual a dicha cantidad de potencia multiplicada por el cargo unitario que por compensación por seguridad de suministro se establezca.



Sobre la base de lo expuesto resulta que, para la determinación de la compensación por seguridad de suministro, el regulador debe basarse en los costos unitarios adicionales que suponen las instalaciones necesarias para garantizar que la Unidad de Referencia opere alternativamente con petróleo diesel 2 respecto de una operación exclusiva con gas natural; las cuales a continuación se detallan:

i) Instalaciones para garantizar el suministro de petróleo diesel 2:

• Recepción y transferencia desde el sistema de transporte de diesel 2.

• Almacenamiento para una autonomía de quince días.

• Transferencia hacia sistema de limpieza y purificación del combustible líquido.

• Tratamiento y separación de agua y partículas de sólidos del petróleo.

• Almacenamiento de petróleo limpio, con capacidad de almacenamiento de un día de operación.

• Almacenamiento de lodos y facilidades de descarga a camiones cisterna.

• Alimentación a turbinas.

• Tuberías y válvulas de conexión.

ii) Instalaciones para operar las turbinas con gas natural o diesel 2:

• Cambio en el quemador existente en la turbina.

• Tuberías, válvulas, instrumentos y conexiones para la inyección regulada de combustible líquido.

• Tuberías, válvulas, instrumentos y conexiones para la inyección regulada de agua desmineralizada.

iii) Instalaciones auxiliares:

• Tanque, válvulas y conexiones para suministro de agua desmineralizada para inyección en quemador.

• Planta de agua desmineralizada (DEMIN).

• Reservorio de almacenamiento de agua cruda.

• Recepción y transferencia desde sistema de transporte de agua cruda.

• Reservorio para almacenamiento de lodos provenientes de limpieza de petróleo diesel 2, borras descargadas de tanques de



almacenamiento y efluentes de rechazo de planta DEMIN. Facilidades para transferencia a camiones cisterna que transportarán estos residuos a un relleno seguro.

El detalle de estos aspectos se presenta en el apartado “Aspectos Técnicos del Sistema Dual”.

2.1.4. Sobre la distribución de la compensación por seguridad de suministro

Tal como ya se mencionó, la compensación por seguridad de suministro se entregará a aquellas unidades que cuenten con equipos o instalaciones que permitan su operación alternativa con otro combustible diferente al gas natural. Al respecto, y con la finalidad de definir claramente las obligaciones de estas unidades es necesario precisar que esta compensación podrá ser afecta a penalidades conforme al desempeño real de las mismas.

En este sentido, la compensación correspondiente se otorgará a aquellas turbinas a gas que aseguren la disponibilidad permanente del combustible alternativo para quince días de operación en Horas Punta5.

Asimismo, la Propuesta contempla que el sistema reciba lo que paga, es decir, que la recepción de la compensación se condiciona a contar con la disponibilidad de combustible diesel 2 establecida, estando el incumplimiento de esta obligación sujeto a una penalidad igual a la correspondiente por un lapso de tres meses.

5 Periodo comprendido entre las 18:00 y las 23:00 horas, con las excepciones previstas en la Norma “Opciones Tarifarias de Aplicación de las Tarifas a Usuario Final”, aprobada mediante Resolución OSINERG N° 236-2005-OS/CD, o la que lo sustituya.



3. Aspectos Técnicos del Sistema Dual

3.1. Instalaciones requeridas para la operación de las turbinas Las instalaciones requeridas para la operación de las turbinas a gas, relacionadas con el uso del combustible, tienen que ver con el quemador y las conexiones para el abastecimiento regulado del combustible. El tipo de quemador, entre otros, afectará el nivel de NOx que la unidad de generación produzca.

Los métodos tradicionales para inhibir las emisiones de NOx son muy limitados en su capacidad de lograr niveles bajos de emisiones, de allí que todas las últimas instalaciones de generación eléctrica en el Perú vienen empleando quemadores con la tecnología DLN, que significa Dry Low NOx.

Los quemadores con tecnología DLN, cuentan con componentes y métodos operacionales que permiten simultáneamente manejar una apropiada relación aire/combustible y tiempos de residencia en la zona de la llama, suficientemente bajos para lograr bajas emisiones de NOx, pero con aceptables niveles de dinámica en la combustión, estabilidad a operaciones a cargas parciales y suficiente tiempo de residencia para evitar la combustión incompleta (formación de CO).

En la Figura Nº 3.1 se muestra el esquema de un quemador con tecnología DLN, donde se pueden apreciar una zona de inyectores primarios de combustible en forma anular, una zona de premezcla con el aire, un venturi



con una inyección secundaria de combustible en la parte central y una zona de difusión.

Figura Nº 3.1

En la Figura Nº 3.2 se muestra la secuencia operativa de un quemador con tecnología DLN, en relación al porcentaje de carga.

Figura Nº 3.2

3.1.1. Instalaciones de referencia que solamente emplean gas natural

El quemador mostrado en las Figuras Nº 3.1 y 3.2 corresponden a la tecnología DLN-1, que permite la operación con un solo tipo de combustible. En la Figura Nº 3.3 se muestra esquemáticamente las conexiones y válvulas de control, cercanas a la turbina. Este sistema de combustible actúa completamente automatizado en relación a la secuencia de la combustión y asociado a su vez a la carga que toma la turbina y con previsiones para seguridad en caso de rechazo de carga.



Figura Nº 3.3 Esquema de control de alimentación de combustible a un quemador DLN

En la Figura Nº 3.4 se muestra esquemáticamente las conexiones para un quemador convencional, que incluso operando con gas natural no puede lograr bajas emisiones de NOx, requiriendo sistemas de inyección de agua.

Figura Nº 3.4 Sistema Convencional de Control de gas natural (Fuente: Informe de Powerhouse Engineering Ltd. Para EPRI)

La Figura Nº 3.5 muestra las emisiones que se pueden lograr, con quemadores DLN, en diferentes regímenes de carga, empleando gas natural; en tanto la Figura Nº 3.6 muestra las emisiones en caso de emplear petróleo diesel 2 como combustible único. En la primera figura se puede apreciar que en caso de emplear gas natural se pueden lograr a plena carga emisiones del orden de 10 ppm de NOx, mientras que en el segundo caso, empleando diesel 2, se puede destacar que para alcanzar emisiones del orden de 42 ppm de NOx, es necesario inyectar agua.



Figura Nº 3.5

Figura Nº 3.6

3.1.2. Instalaciones requeridas para operación dual alternativa

Para que las turbinas puedan operar alternativamente con dos combustibles, gas natural ó diesel 2, se requiere contar con líneas para el abastecimiento regulado de ambos tipos de combustible; así como conexiones para la inyección de ambos tipos de combustible al combustor de la turbina a gas.

En la Figura Nº 3.7 se muestran esquemáticamente las conexiones para un sistema dual de combustible con un combustor convencional de altas emisiones de NOx, las que limitadamente se pueden atenuar con inyección de agua, para lo que está prevista una conexión.



Figura Nº 3.7

En la Figura Nº 3.8 se muestran esquemáticamente las conexiones para un sistema dual de combustible con un combustor de bajas emisiones de NOx con tecnología DLN-2, que para garantizar bajas emisiones cuando se utilice diesel 2 requerirá igualmente de inyección de agua. En la Figura Nº 3.9 se muestra la sección longitudinal de un inyector de combustible y en la Figura Nº 3.10 se muestran las facilidades para conexiones externas en este tipo de quemadores.

Figura Nº 3.8



Figura Nº 3.9

Figura Nº 3.10

Visto lo anterior, y considerando que las unidades turbogas instaladas recientemente en el país utilizan la tecnología DLN, para efectos de la determinación de los costos de inversión de la Unidad de Referencia se considerarán quemadores de dicha tecnología. Asimismo, se considera para el caso de operación con diesel 2 la necesidad de inyectar agua desmineralizada para controlar las emisiones de NOx.

Cabe indicar que se estima en la publicación especializada internacional Gas Turbine World Handbook que, para los grupos turbogeneradores equipados para una operación en alternativa dual con petróleo y gas, los precios de los suministros son mayores en aproximadamente 10 % respecto a un equipamiento estándar para operación con un solo combustible.



3.1.3. Sistema de Alimentación de Combustibles Las Tablas 3.1 y 3.2 muestran la relación de componentes requeridos para garantizar el suministro de gas natural y diesel 2 para una turbina a gas del tamaño medio de la unidad de punta del SEIN (Unidad de Referencia).

Tabla 3.1 Componentes para el suministro de GN a Turbina a gas

ITEM DESCRIPCION UNIDAD CANTIDAD

1.00 Estación de Regulación y Medición

1.01 Válvula de aislamiento esférica de 6”, clase 600, lado de alta presión

U 1

1.02 Válvulas de aislamiento esférica de 4”, clase 600 U 11

1.03 Separador ciclónico U 2

1.04 Filtros bifásico U 2

1.05 Medidor ultrasónico de 4”, clase 600 U 1

1.06 Válvulas de regulación de tipo diafragma piloteadas de con gas natural, de 4”

U 2

1.07 Válvulas esféricas de 4”, clase 300 U 2

1.08 Válvulas de by pass para equilibrado de presiones de 1” clase 600

U 6

1.09 Válvulas de 1” de purga de condensados U 2

1.10 Válvulas de ½” para líneas piloto con GN U 2

1.11 Tuberías de 4” Sch 40 m 18

1.12 Tuberías 1” Sch 40 m 12

1.13 Tuberías de ½” Sch 40 m 18

1.14 Codos y conexiones de 4” kg 100


1.16 Codos y conexiones de ½” kg 10

1.17 Válvula de aislamiento de 6”, clase 300 U 1

1.18 Bastidor de estructuras de acero Kg 300

1.19 Panel de instrumentación y control U 1

2.00 Línea de abastecimiento de GN

2.01 Tubería 6” Sch 40, clase X70, con cubierta tricapa de polietileno, instalación enterrada

m 100

2.02 Tubería 6” Sch 40, clase X70, instalación superficial m 20




Tabla Nº 3.2 Componentes para el suministro de Diesel 2 a Turbina a gas

DESCRIPCION UNIDAD CANTIDAD

SUMINISTROS LOCALES ELECTROMECÁNICOSEQUIPOS DEL SISTEMA DE COMBUSTIBLE COMPLEMENTARIO

2 Tanques de almacen. de Diesel 2 bajo norma API 650 2000m3/hr, inc.. Suministro, transport. Local, montaje y pintura kg 95.128,00

1 Tanque de almacen. De Diesel 2 bajo norma API 650, 320m3, inc. Suministro, transport. Local, montaje y pintura. kg 13.400,00

Bomba centrífuga 45m3/hr, motor eléctrico 36HP con tablero Conj 6,00

Unidad Purificadora de combust. Diesel 2 de 45m3/hr Conj 1,00

Manguera reforzada para succión de 4"Ø x 6m conexión rápida pza 4,00

Contómetro combustible volumétrico pza 1,00

TUBERÍAS Y ACCESORIOS DEL SISTEMA DE COMBUSTIBLE

Tubería de acero ASTM A-53 BPW SMLS SCH 40 x 6"Ø m 12,00

Tubería de acero ASTM A-53 BPW SMLS SCH 40 x 4"Ø m 437,00Tubería de acero ASTM A-53 BPW SMLS SCH 40 x 3"Ø m 62,00Tubería de acero ASTM A-53 BPW SMLS SCH 40 x 1"Ø m 200,00Tubería de acero ASTM A-53 BPW SMLS SCH 40 x 1/2"Ø m 6,00

Válvula compuerta acero bridada, RF 150 lb, A-216WCB x 6"Ø pza 1,00



Válvula compuerta acero forjado SW ASTM A-105 1"Ø x 600lb pza 1,00

Válvula Bola acero forjado SW 1/2"Ø x 600lb ASTM A-105 pza 12,00

Válvula check acero bridada RF 150 lb A-216 WCB x 4"Ø pza 8,00

Válvula check acero bridada RF 150 lb A-216 WCB x 3"Ø pza 1,00

Codo Acero RL BPW 90º ASTM A-234 WPB SCH 40 x 6"Ø pza 5,00




Codo Acero RL BPW 90º ASTM A-234 WPB SCH 40 x 1/2"Ø pza 12,00



Tee acero BPW ASTM A-234 WPB SCH40 x 6"Ø pza 2,00

Tee acero BPW ASTM A-234 WPB SCH40 x 4"Ø pza 12,00

Tee reducción acero SCH40 x 6" x 4" x 4" pza 2,00

Brida Acero Forjado ASTM A-106 SCH 40 RF SLIP ON 4"Ø pza 62,00



Unión Universal Acero Forj. 1/2"Ø x 3000 lbs ASTM A-105 pza 12,00

Manómetro 0-160 PSI, 4"Ø pza 12,00

Succión flotante de 4"Ø Conj. 3,00

Interruptor de nivel T/Flotador FISHER W-2660-E-WCB pza 3,00

Interruptor de nivel T/Flotador FISHER W-2100-E-WCB pza 3,00Ind. De nivel para tanques a presión atmosfética Baja Presión WHESSOE VAREL flotador SS-316 pza 3,00

caja Bridada de 4"Ø para filtro dual de combustible pza 3,00

1.2.26

1.2.23

ITEM

1.0

1.1

1.1.1

1.1.2

1.2.8

1.2.24

1.2.25

1.1.3

1.1.4

1.2

1.2.1

1.2.7

1.2.19

1.2.22

1.2.14

1.2.15

1.2.9

1.2.10

1.2.11

1.2.12

1.2.13

1.1.5

1.1.6

1.2.6

1.2.3

1.2.4

1.2.5

1.2.2

1.2.20

1.2.21

1.2.16

1.2.17

1.2.18

1.2.27

1.2.28

1.2.29

1.2.30

1.2.31

1.2.32



Tabla Nº 3.2 Componentes para el suministro de Diesel 2 a Turbina a gas (continuación)

DESCRIPCION UNIDAD CANTIDADITEM

EQUIPOS DEL SISTEMA CONTRAINCENDIO DEL SITEMA DE COMBUSTIBLE

Bomba centrífuga de 265m3/hr, 125 PSI, motor eléctrico 150 HP, tablero Conj. 1,00

Bomba centrífuga de 265m3/hr, 125 PSI, motor diesel 150 HP, tablero Conj. 1,00

Bomba de presurización de 2.5m3/hr, 135 PSI, motor eléctrico 2 HP, tablero Conj. 1,00

Extintor polvo químico seco 90 lbs Equip. 8,00

Extintor anhidrido carbónico 90 lbs Equip. 3,00

Proporcionador de espuma 50 GPM, con tanque portátil Equip. 1,00

Extintor polvo químico seco en carretilla 150 lbs Equip. 2,00

TUBERÍA Y ACCESORIOS DEL SISTEMA CONTRAINCENDIO

Tubería de Acero ASTM A53-B BPW SCH40 x 8"Ø m 12,00




Tubería de Acero ASTM A53-B BPW SCH40 x 1 1/2"Ø m 18,00


Tubería de Acero ASTM A53-B BPW SCH40 x 1/2"Ø m 6,00

Válvula comp. Acero Bridada RF 150 lb, A-216 WCB x 8"Ø pza 3,00




Válvula comp. Acero Bridada RF 150 lb, A-216 WCB x 1 1/2"Ø pza 2,00


Válvula Bola acero Forjado SW 1/2"Ø x 800 lb, ASTM A-105 WOG pza 6,00

Válvula check Acero Bridada RF 150 lbs A-216 WCB x 6"Ø pza 3,00

Válvula check Acero Bridada RF 150 lbs A-216 WCB x 1"Ø pza 2,00

Codo Acero RL BPW 90º ASTM A-234 WPB SCH40 x 8"Ø pza 4,00




Codo Acero Forjado SW 90º ASTM A-105 3000 x 1 1/2"Ø pza 2,00

Codo Acero Forjado SW 90º ASTM A-105 3000 x 1"Ø pza 2,00

Tee acero BFW ASTM A-234 WPB SCH40 x 8"Ø pza 1,00




1.3.1

1.3.2

1.3.3

1.3.4

1.4

1.4.1

1.3.5

1.3.6

1.3.7

1.3

1.4.14

1.4.2

1.4.3

1.4.4

1.4.5

1.4.6

1.4.7

1.4.18

1.4.19

1.4.8

1.4.9

1.4.10

1.4.11

1.4.12

1.4.13

1.4.15

1.4.16

1.4.17

1.4.20

1.4.21

1.4.22

1.4.23

1.4.24

1.4.25

1.4.26



Tabla Nº 3.2 Componentes para el suministro de Diesel 2 a Turbina a gas (continuación)

DESCRIPCION UNIDAD CANTIDADITEM

Brida acero Forjado RF ASTM 105, SCH40, 150 lb x 8"Ø pza 6,00




Brida acero Forjado RF ASTM 105, SCH40, 150 lb x 1 1/2"Ø pza 2,00


Unión Universal Ac. Forjado SW 1/2"Ø x 3000 lb ASTM A-105 pza 6,00

Tee red. AC. BFW ASTM A-234 WPB SCH40 8" x 6" x 4" pza 1,00

Tee red. AC. BFW ASTM A-234 WPB SCH40 6" x 6" x 4" pza 3,00

Tee red. AC. BFW ASTM A-234 WPB SCH40 1" x 1" x 1/2" pza 2,00

Succión flotante 6"Ø Conj. 1,00

Reducción acero BPW ASTM A-234 WPB SCH40 6"x4" pza 2,00




Manómetro 0-160 PSI, 4"Ø pza 5,00



Hidrante x 4"Ø con brida ANSI 150lb pza 5,00

Monitores de operación manual modeloWVB 3" x 2 1/2" equipado pza 3,00

Cámara descarga de espuma pza 3,00

Tramos de manguera contraincendio 2 1/2 x 65 pies pza 8,00

Llaves de conexión para manguera pza 8,00

Pitones de chorro de niebla y cortina protectora de 2 1/2" pza 8,00

Tanque de almacenamiento de concentrado de espuma de 240 gl und 2,00

Gabinete de control Conj 1,00

Accesorios sistema contraincendio glob 1,00

Espuma galón 960,00

Indicador de nivel para tanques a presión atmosférica Baja presión, flotador SS-316 pza 3,00

Eyector pza 1,001.4.56

1.4.27

1.4.28

1.4.37

1.4.29

1.4.30

1.4.31

1.4.32

1.4.33

1.4.34

1.4.35

1.4.36

1.4.48

1.4.38

1.4.39

1.4.40

1.4.41

1.4.42

1.4.43

1.4.44

1.4.45

1.4.46

1.4.55

1.4.49

1.4.50

1.4.51

1.4.52

1.4.53

1.4.54

1.4.47

3.2. Instalaciones auxiliares

3.2.1. Suministro de agua desmineralizada para limpieza de petróleo diesel

Para el proceso de limpieza de petróleo diesel 2 en las unidades centrífugas, se requiere inyectar agua desmineralizada, a razón de 5% del flujo de combustible líquido tratado.

A partir del caudal determinado se establecen los requerimientos de agua por día de operación. Esta información permite establecer el volumen del tanque



de almacenamiento de agua desmineralizada para el abastecimiento de un día, el cual puede ser de fibra de vidrio o de acero con revestimiento interior.

Complementariamente, se requiere infraestructura de bombas de inyección, válvulas, tuberías y conexiones.

3.2.2. Suministro de agua desmineralizada para inyección en quemador

Con la finalidad de atenuar las emisiones de NOx en el proceso de combustión con petróleo diesel 2 mediante quemadores de tecnología DLN, se requiere inyectar agua desmineralizada a razón de 50% del flujo de combustible. Igual que en el caso anterior, el conocimiento de este flujo permite dimensionar el tanque de almacenamiento de agua desmineralizada para un día, el cual puede ser construido de fibra de vidrio o de acero con revestimiento interior

Complementariamente, también se requiere infraestructura de bombas de inyección, válvulas, tuberías y conexiones.

3.2.3. Planta para desmineralizar agua Para poder obtener agua desmineralizada se requerirá de una planta de tratamiento de agua DEMIN. De los diversos procesos para desmineralizar agua, el más usado modernamente es el que se basa en la tecnología de Osmosis Inversa, la cual deberá producir lo suficiente para obtener los requerimientos diarios para la limpieza del combustible líquido y para la inyección al quemador, considerando una operación sólo en horas punta.

Adicionalmente a las instalaciones correspondientes a la planta DEMIN, se requerirá de tuberías, válvulas y conexiones para el abastecimiento de agua cruda y para la descarga de agua desmineralizada y los efluentes rechazados.

La fuente de agua cruda que alimenta la planta de desmineralización será desde la red de una empresa de servicios de agua potable o vía algún proveedor mediante camiones cisterna. Respecto de la producción diaria se requerirá un exceso del 20%, debiendo considerarse un reservorio de almacenamiento de agua cruda para una autonomía de 3 días.

Complementariamente se requerirá equipos para la captación, en el que están involucrados bombas, válvulas, conexiones y tuberías.



4. Propuesta de Procedimiento

4.1. Marco Legal Para efectos del presente procedimiento se considerarán como Leyes Aplicables las normas que se indican a continuación y aquellas que las complementen, modifiquen o sustituyan:

• Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, Ley N° 28832;

• Ley de Concesiones Eléctricas, Decreto Ley N° 25844;

• Decreto Legislativo N° 1041;

• Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos, aprobada por Decreto Supremo N° 020-97-EM;

• Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados, aprobada mediante Resolución Directoral N° 014-2005-EM/DGE;

• Texto Único Ordenado de la Ley de Transparencia y Acceso a la Información Pública, Ley N° 27806;

• Disposiciones dictadas por OSINERGMIN; y,

• Otras Normas vigentes del Sector Eléctrico.



4.2. Alcances Las disposiciones consignadas en la presente Norma rigen los procesos de determinación y asignación del Cargo por Compensación por Seguridad de Suministro.

4.3. Definiciones y Abreviaturas Para efectos de la presente Norma se emplean las siguientes definiciones:

4.3.1. CCUPE: Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva determinado de acuerdo con el Procedimiento de Potencia.

4.3.2. COES: Comité de Operación Económica del Sistema.

4.3.3. Compensación por Seguridad de Suministro: Compensación que se otorga a los Generadores Duales.

4.3.4. Costo Unitario Eficiente por Dualidad: Costo eficiente en que se incurre para dotar a la Unidad Dual de Referencia de la capacidad de operar con diesel 2 como alternativa al gas natural. Se expresa en Nuevos Soles por kilovatio al mes (S/./kW-mes).

4.3.5. CUCSS: Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro. Se adiciona como un componente del Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión y se expresa en Nuevos Soles por kilovatio al mes (S/./kW-mes).

4.3.6. DLN: Tecnología de baja emisión de NOx (óxidos de nitrógeno).

4.3.7. FAPPM: Factor de Actualización del Precio de la Potencia de Punta aplicable de acuerdo con lo dispuesto por la resolución que fije los Precios en Barra.

4.3.8. Generador Dual: unidad de generación eléctrica que opera con gas natural y que tiene instalados equipos o instalaciones que le permiten operar alternativamente con otro combustible. En el caso se unidades de ciclo combinado no se considera la potencia efectiva de la turbina a vapor.

4.3.9. Horas de Punta: Periodo comprendido entre las 18:00 y las 23:00 horas, con las excepciones previstas en la Norma “Opciones Tarifarias de Aplicación de las Tarifas a Usuario Final”, aprobada mediante Resolución OSINERG N° 236-2005-OS/CD, o la que lo sustituya.

4.3.10. Leyes Aplicables: Normas a que se hace referencia en el Artículo 1° de la presente Norma.

4.3.11. OSINERGMIN: Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería.

4.3.12. Procedimiento de Potencia: Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia, aprobado por Resolución OSINERG N° 260-2004-OS/CD y sus modificatorias.

4.3.13. Unidad Dual de Referencia: Unidad con las características técnicas de la Unidad de Punta obtenida de la aplicación del Procedimiento de Potencia.



Cualquier mención a numerales, artículos o títulos, sin señalar la norma a la que corresponden, se debe entender referida a la presente Norma.

4.4. Aspectos Generales 4.4.1. El CUCSS se establecerá en cada proceso de fijación de Precios en Barra.

4.4.2. Las solicitudes de calificación como Generador Dual se efectuarán a la Gerencia de Fiscalización Eléctrica de OSINERGMIN, teniendo ésta un plazo de 30 días calendario para aceptarla o denegarla. Sólo se otorga esta calificación a las turbinas a gas que garanticen la disponibilidad de combustible alternativo al gas natural que le permita operar con 15 días de autonomía durante las Horas de Punta, como mínimo.

4.4.3. La calificación como Generador Dual deberá renovarse anualmente.

4.4.4. La Gerencia de Fiscalización Eléctrica de OSINERGMIN verificará el estado operativo de los Generadores Duales, considerando que deben encontrarse en adecuadas condiciones para su operación eficiente en concordancia con lo dispuesto en el literal b) del Artículo 31° de la Ley de Concesiones Eléctricas, tanto con gas natural como con el combustible alternativo.

4.5. Determinación del Costo Unitario Eficiente por Dualidad

4.5.1. Aplicando el Procedimiento de Potencia se determinará el CCUPE asumiendo que la Unidad de Punta opera sólo con gas natural. En este caso, el factor de corrección por tipo de combustible (FCTC) a utilizar será igual a 1,0000. El costo así determinado es el costo unitario de la Unidad Dual de Referencia operando con gas natural.

4.5.2. Aplicando el Procedimiento de Potencia se determinará el CCUPE asumiendo que la Unidad de Punta opera, durante su vida útil, el 70% de las horas con gas natural y del 30% restante con diesel 2. En este caso se incluirán como costos de inversión adicionales a los considerados en el caso de la Unidad Dual de Referencia operando con gas natural los siguientes: i) Instalaciones para garantizar el suministro de petróleo diesel 2:

recepción y transferencia desde sistema de transporte de diesel 2; almacenamiento para una autonomía de 15 días; transferencia hacia sistema de limpieza y purificación del combustible líquido; tratamiento y separación de agua y partículas de sólidos del petróleo; almacenamiento de petróleo limpio con capacidad de almacenamiento de un día de operación; alimentación a turbinas; tuberías y válvulas de conexión.

ii) Instalaciones para operar las turbinas con gas natural o diesel 2: cambio en el quemador existente en la turbina por un quemador de tecnología DLN; tuberías, válvulas, instrumentos y conexiones para la inyección regulada de combustible líquido; tuberías, válvulas,



instrumentos y conexiones para la inyección regulada de agua desmineralizada.

iii) Instalaciones auxiliares: tanque, válvulas y conexiones para suministro de agua desmineralizada para inyección en quemador; planta desmineralizadora; reservorio de almacenamiento de agua cruda; estructuras y equipos para captación y transporte de agua cruda; reservorio para almacenamiento de lodos provenientes de limpieza de petróleo diesel 2, borras descargadas de tanques de almacenamiento y efluentes de rechazo de planta desmineralizadora, facilidades para transferencia a camiones cisterna que transportarán estos residuos a un relleno seguro.

En este caso, para la determinación de los Costos Fijos de Operación y Mantenimiento (CFOyM) se considerará un factor de corrección por tipo de combustible (FCTC) igual a 0,99416 y un factor de operación en carga base “a” de la fórmula para la determinación de la horas de operación equivalentes (EOH7) igual a 1,098.

El costo así determinado es el costo unitario de la Unidad Dual de Referencia operando con gas natural y diesel 2.

4.5.3. El Costo Unitario Eficiente por Dualidad se determinará como el producto del factor 0,0791 y de la diferencia del CCUPE determinado en 4.5.2 menos el CCUPE determinado en 4.5.1. Este valor se multiplicará por el correspondiente tipo de cambio.

4.6. Determinación del Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro

4.6.1. Se determinará la potencia efectiva total (expresada en megavatios, MW) de las turbinas a gas calificadas como Generadores Duales al 31 de marzo del año en que se publique la resolución de Precios en Barra.

4.6.2. Se multiplicará el valor determinado en 4.6.1 por el Costo Unitario Eficiente por Dualidad.

4.6.3. Se dividirá el monto determinado en 4.6.2 entre la máxima demanda (en MW) utilizada en el cálculo del Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión. El valor así determinado es el CUCSS.

4.6.4. Entre periodos de cálculo el CUCSS se actualizará en la misma oportunidad en que se actualicen los Precios en Barra a nivel generación utilizando el FAPPM.

6 70%*1,0000 + 30%*0,9804; donde 1,000 es el factor de corrección por combustible aplicable al gas natural y 0,9804 al petróleo diesel 2.

7 EOH = a*OBLOH + HOD + c*NAN; donde OBLOH son la horas de operación en carga base, HOD son las horas operación cambios rápidos de temperatura y NAN es el número de arranques de la unidad.

8 70%*1,00 + 30%*1,30; donde 1,00 es el factor de horas de operación equivalente con gas natural y 1,30 con diesel 2.



4.6.5. En los casos en que entre periodos de fijación de Precios en Barra varíen los Generadores Duales reconocidos, se modificará el CUCSS vigente mediante un factor que refleje el incremento de potencia efectiva total de los Generadores Duales.

4.7. Asignación de la Compensación por Seguridad de Suministro

El COES distribuirá el monto recaudado mensualmente por aplicación del CUCSS entre los Generadores Duales en la proporción de sus potencias efectivas.

4.8. Sanciones Al menos dos veces al año, la Gerencia de Fiscalización Eléctrica de OSINERGMIN verificará que el Generador Dual garantice la disponibilidad de combustible alternativo al gas natural que le permita operar con 15 días de autonomía durante las Horas de Punta, como mínimo. En caso de incumplimiento se multará al Generador Dual por un monto equivalente a la compensación que recibiría por tres meses.



5. Ejemplo de Aplicación

A continuación se presenta un ejemplo sobre la base de los costos de la unidad de punta correspondiente al último proceso de fijación de Precios en Barra. En este caso la máxima demanda utilizada para el cálculo de peaje por transmisión fue de 4058,8 MW.

Asimismo, se asume que se cuenta con tres unidades turbogas calificadas como Generadores Duales, conforme al cuadro siguiente.

Unidad Potencia Efectiva (MW)

Potencia Efectiva de Turbinas a Gas

(MW)

TG1 120 120

TG2 150 150

CC1 480 320

5.1. Determinación del Costo Unitario Eficiente por Dualidad

5.1.1. Se determina el CCUPE asumiendo que la Unidad de Punta opera sólo con gas natural. En este caso, el factor de corrección por tipo de combustible (FCTC) a utilizar será igual a 1,0000. El costo así determinado es el costo unitario de la Unidad Dual de Referencia operando con gas natural.



Moneda MonedaCENTRAL TERMOELECTRICA TASA Extranjera Nacional

Miles US$ Miles US$ Miles US$Precio FOB 34 605,00 34 605,00Repuestos iniciales 2,50% 865,13 865,13Transporte y Seguro Marítimo 4,00% 1 384,20 1 384,20Aranceles ad-valorem 0,00% 0,00 0,00Gastos de desaduanaje 0,80% 294,83 294,83Transporte local 202,67 202,67Montaje electromecánico 531,96 1 032,45 1 564,40

Pruebas y puesta en marcha 488,98 488,98

Supervisión 241,72 469,23 710,95

Adquisición de terreno (incluye sub estación) 283,66 283,66

Obras Preliminares y Cerco (incluye subestación) 120,42 120,42

Obras civiles 1 299,62 1 299,62Suministro de sistema de combustible gas natural 1 003,41 1 003,41Suministro de sistema contra incendio 177,34 177,34Gastos Generales - Utilidad Contratista 215,16 215,16Intereses Durante la Construcción (1) 6,62% 2 489,25 369,65 2 858,91Costo Total de Inversión de la Central Termoeléctrica (CTICT) 40 117,26 5 957,42 46 074,67

Moneda MonedaCONEXIÓN ELECTRICA TASA Extranjera Nacional

Miles US$ Miles US$ Miles US$Precio FOB 2 362,56 2 362,56Transporte y Seguro Marítimo 4,00% 94,50 94,50Aranceles ad-valorem 0,00% 0,00 0,00Gastos de desaduanaje 0,80% 19,66 19,66Transporte local 18,60 18,60Obras civiles 36,56 36,56Ingeniería, Montaje, Pruebas y puesta en servicio, suministro local 130,27 130,27Supervisión 47,74 47,74Gastos Generales - Utilidad Contratista 26,38 26,38Intereses Durante la Construcción (1) 6,62% 162,55 18,47 181,02Costo Total de Inversión de la Conexión Eléctrica (CTICE) 2 619,61 297,68 2 917,29

ANUALIDAD DE LA INVERSIONCENTRAL TERMOELECTRICA Miles US$ / año Miles US$ / año Miles US$ / año Vida Util (años) 20 Factor de Recupero de Capital 13,39% Anualidad del Costo Total de la Inversion de la Central Térmica ( aCTICT ) 5 370,85 797,57 6 168,42

CONEXIÓN ELECTRICA Miles US$ / año Miles US$ / año Miles US$ / año Vida Util (años) 30 Factor de Recupero de Capital 12,41% Anualidad del Costo Total de la Inversion de la Conexión Eléctrica ( aCTICE ) 325,21 36,96 362,16

Costo Fijo Anual de Operación y Mantenimiento Miles US$ / año Miles US$ / año Miles US$ / añoCosto Fijo de Personal y Otros ( CFPyO ) 1 003,17 1 003,17Costos Fijos de Operación y Mantenimiento ( CFOyM ) 717,71 717,71Participación 77,73% 22,27%Costo Fijo anual de Operación y Mantenimiento ( CFaOyMe ) 9,89 US$ / kW-año

Anualidad de la Inversión de la Unidad de Referencia ( aINV ) 37,52 US$ / kW-añoCosto de Capacidad por Unidad de Potencia Estándar ( CCUPS ) 47,41 US$ / kW-añoCosto de Capacidad por Unidad de Potencia Efectiva ( CCUPE ) 49,81 US$ / kW-año

TOTAL

TOTAL

5.1.2. Se determina el CCUPE asumiendo que la Unidad de Punta opera con gas natural y con diesel 2. En este caso se considerará una operación del 70% de las horas con gas natural y del 30% restante con diesel 2, factor de corrección por tipo de combustible (FCTC) a utilizar será igual a 0,9941 y el factor de operación en carga base “a” será igual a 1,09.



Moneda MonedaCENTRAL TERMOELECTRICA TASA Extranjera Nacional

Miles US$ Miles US$ Miles US$Precio FOB 34 605,00 34 605,00Quemador dual y conexiones de segundo combustible 10,00% 3 460,50 3 460,50Repuestos iniciales 2,50% 951,64 951,64Transporte y Seguro Marítimo 4,00% 1 522,62 1 522,62Aranceles ad-valorem 0,00% 0,00 0,00Gastos de desaduanaje 0,80% 324,32 324,32Transporte local 202,67 202,67

Montaje electromecánico 531,96 1 032,45 1 564,40

Pruebas y puesta en marcha 488,98 488,98

Supervisión 241,72 469,23 710,95

Adquisición de terreno (incluye sub estación) 283,66 283,66

Obras Preliminares y Cerco (incluye subestación) 120,42 120,42Obras civiles 1 299,62 1 299,62Suministro de sistema de combustible gas natural 1 003,41 1 003,41Suministro complementario por sistema de combustible dual 1 540,64 1 540,64Suministro de sistema contra incendio 177,34 177,34Instalaciones auxiliares de abastecimiento de agua cruda 300,00 300,00Planta DEMIN y auxiliares 1 045,01 1 045,01Gastos Generales - Utilidad Contratista 215,16 215,16Intereses Durante la Construcción (1) 6,62% 2 733,06 562,50 3 295,56Costo Total de Inversión de la Central Termoeléctrica (CTICT) 44 046,50 9 065,40 53 111,90

Moneda MonedaCONEXIÓN ELECTRICA TASA Extranjera Nacional

Miles US$ Miles US$ Miles US$Precio FOB 2 362,56 2 362,56Transporte y Seguro Marítimo 4,00% 94,50 94,50Aranceles ad-valorem 0,00% 0,00 0,00Gastos de desaduanaje 0,80% 19,66 19,66Transporte local 18,60 18,60Obras civiles 36,56 36,56Ingeniería, Montaje, Pruebas y puesta en servicio, suministro local 130,27 130,27Supervisión 47,74 47,74Gastos Generales - Utilidad Contratista 26,38 26,38Intereses Durante la Construcción (1) 6,62% 162,55 18,47 181,02Costo Total de Inversión de la Conexión Eléctrica (CTICE) 2 619,61 297,68 2 917,29

ANUALIDAD DE LA INVERSIONCENTRAL TERMOELECTRICA Miles US$ / año Miles US$ / año Miles US$ / año Vida Util (años) 20 Factor de Recupero de Capital 13,39% Anualidad del Costo Total de la Inversion de la Central Térmica ( aCTICT ) 5 896,89 1 213,66 7 110,56

CONEXIÓN ELECTRICA Miles US$ / año Miles US$ / año Miles US$ / año Vida Util (años) 30 Factor de Recupero de Capital 12,41% Anualidad del Costo Total de la Inversion de la Conexión Eléctrica ( aCTICE ) 325,21 36,96 362,16

Costo Fijo Anual de Operación y Mantenimiento Miles US$ / año Miles US$ / año Miles US$ / añoCosto Fijo de Personal y Otros ( CFPyO ) 1 038,36 1 038,36Costos Fijos de Operación y Mantenimiento ( CFOyM ) 712,51 712,51Participación 75,18% 24,82%Costo Fijo anual de Operación y Mantenimiento ( CFaOyMe ) 10,12 US$ / kW-año

Anualidad de la Inversión de la Unidad de Referencia ( aINV ) 43,19 US$ / kW-añoCosto de Capacidad por Unidad de Potencia Estándar ( CCUPS ) 53,31 US$ / kW-añoCosto de Capacidad por Unidad de Potencia Efectiva ( CCUPE ) 56,01 US$ / kW-año

TOTAL

TOTAL

5.1.3. Considerando el tipo de cambio de 2,746 S/./US$ utilizado en la última fijación de Precios en Barra, el Costo Unitario Eficiente por Dualidad se determina como 0,0791*(56,01 – 49,81)*2,746 = 1,35 S/./kW-mes.



5.2. Determinación del Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro

5.2.1. La potencia efectiva total de las turbinas a gas calificadas como Generadores Duales es de 590 MW.

5.2.2. Se determina el CUCSS como 1,35*590÷4058,8 = 0,20 S/./kW-mes.

5.3. Asignación de la Compensación por Seguridad de Suministro

5.3.1. Suponiendo que la demanda estimada es la que realmente ocurre, el monto recaudado por aplicación del CUCSS sería de 0,20*4058,8 = 811 760 Nuevos Soles en un mes.

5.3.2. Luego, considerando las potencias efectivas de las turbogases, correspondería por compensación por seguridad de suministro lo siguiente.

Unidad Potencia Efectiva

de Turbinas a Gas (MW)

Compensación por Seguridad de

Suministro (S/. al mes)

TG1 120 165 104

TG2 150 206 380

CC1 320 440 276

Total 590 811 760

Procedimiento “Compensación Adicional por Seguridad de ...

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