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Pág. 160293 NORMAS LEGALES Lima, sábado 30 de mayo de 1998 Los totales se han calculado para la situación con la tercera terna de la línea Ventanilla–Chavarría como parte del Sistema Principal de Transmisión (SPT). 2.2.3 Costo de Operación y Mantenimiento del Sistema de Transmisión (COyM) Los costos de operación y mantenimiento (COyM) anual del sistema de transmisión se calcularon, para la anterior fijación tarifaria, como 2,5 % del monto del VNR. El porcentaje anterior se fijó debido a la falta de información detallada de los costos de la empresa. Para la presente fijación se cuenta con información de un estudio encomendado por la CTE para determinar las estructuras de los costos de operación y mantenimiento al usar un sistema de costeo basado en actividades. De los resultados del estudio se ha determinado que si se consideran a nivel global las instalaciones actuales de ETECEN S.A. el costo de operación y mantenimiento puede llegar a ser hasta 2,5 % del estimado de su valor nuevo de reemplazo. De otro lado, con la tecnología existente hoy en día de aisladores compuestos (caucho silicónico), es posible reducir dichos costos hasta menos del 2,1 %. Si nos remitimos únicamente a los costos de operación y mantenimiento del sistema principal de transmisión, los porcentajes anteriores serían inclusive menores. En los próximos meses la CTE tiene previsto aprobar la guía con la metodología y el procedimiento que deberán utilizar las empresas concesionarias para sustentar el COyM de las instalaciones ante la CTE. Sobre la base del sustento que sometan las empresas se aprobará el programa de reconocimiento progresivo de los costos hasta llegar al valor objetivo que será determinado en forma individual para cada empresa. En resumen, para la presente fijación de tarifas se utiliza un COyM igual al 2,5% del Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones. 2.2.4 Factores de Pérdidas Los factores de pérdidas utilizados para expandir los precios de potencia y energía a partir de las barras de referencia se han calculado considerando el despacho económico del sistema mediante simulaciones detalladas del flujo de potencia en las líneas de transmisión. Los resultados se presentan en el Cuadro Nº 2.12. Cuadro Nº 2.12 FACTORES DE PERDIDAS POTENCIA ENERGIA BARRAS BASE Base Base Santa Rosa Santa Rosa TALARA 0,8344 0,8899 PIURA OESTE 0,8548 0,9026 CHICLAYO OESTE 0,8676 0,9060 GUADALUPE 0,8789 0,9148 TRUJILLO NORTE 0,8967 0,9253 CHIMBOTE 0,8837 0,9121 PARAMONGA 0,8951 0,9165 ZAPALLAL 0,9752 0,9821 VENTANILLA 0,9953 0,9969 CHAVARRIA 1,0000 1,0000 SANTA ROSA 1,0000 1,0000 SAN JUAN LS 1,0000 1,0000 INDEPENDENCIA 0,9592 0,9651 ICA 0,9652 0,9731 MARCONA 0,9626 0,9800 MANTARO 0,9133 0,9198 HUAYUCACHI 0,9310 0,9368 PACHACHACA 0,9632 0,9653 HUANCAVELICA 0,9266 0,9328 CALLAHUANCA ELP 0,9721 0,9749 HUALLANCA 0,8304 0,8608 2.2.5 Ingreso Tarifario, IT Dado el precio básico de la energía y el conjunto de factores de pérdidas se han determinado los precios en las demás barras o subestaciones del sistema. A partir de estos precios y los flujos de potencia en las líneas, se ha calculado el ingreso tarifario anual de cada una de las líneas. Los resultados indican que la mayoría de las líneas poseen un IT negativo. Dado que para efectos del cálculo del peaje sólo se deben tener en cuenta los IT positivos, el IT total del sistema principal resulta en un monto que asciende sólo a 488 mil US$. Ver Cuadro Nº 2.13. Cuadro Nº 2.13 INGRESOS TARIFARIOS Millón US$/Año Envio Recepcion Potencia Energía Total PIURA OESTE TALARA 0,055 0,109 0,164 CHICLAYO OESTE PIURA OESTE -0,201 -0,453 -0,655 SVC 20 MVAR GUADALUPE CHICLAYO OESTE -0,094 -0,253 -0,347 SVC 30 MVAR TRUJILLO NORTE GUADALUPE -0,103 -0,307 -0,410 SVC 20 MVAR CHIMBOTE 1 TRUJILLO NORTE -0,177 -0,447 -0,624 SVC 40 MVAR PARAMONGA CHIMBOTE 1 -0,571 -1,491 -2,062 35 MVAR Condensadores ZAPALLAL PARAMONGA -0,013 -0,273 -0,286 SVC 20 MVAR VENTANILLA ZAPALLAL 0,157 0,257 0,414 CHAVARRIA VENTANILLA 0,046 0,028 0,074 SANTA ROSA CHAVARRIA -0,006 -0,016 -0,021 SAN JUAN 1 SANTA ROSA -0,002 0,000 -0,002 35 MVAR + SVC 30 MVAR INDEPENDENCIA SAN JUAN 2 -0,320 -0,924 -1,244 20 MVA REAC+CS ICA INDEPENDENCIA -0,003 0,012 0,009 MARCONA ICA -0,030 -0,055 -0,084