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PÆg. 248157 NORMAS LEGALES Lima, lunes 14 de julio de 2003 4.3.1.4. Redesur La información proporcionada sobre el COyM del SPT perteneciente a Redesur es, esencialmente, similar a la que fuera presentada por el COES-SINAC con ocasiónde la fijación tarifaria de mayo 2002, con la diferencia que el rubro del costo de los seguros de infraestructura fue incrementado, además de adicionar los rubros co-rrespondientes a Gastos financieros O&M y Asistencia técnica del operador estratégico. Con relación al incremento propuesto en el rubro de seguros, Redesur ha ampliado la información proporcio- nada por el COES-SINAC mediante la presentación de la copia del contrato de pólizas de seguro. El OSINERG haanalizado los montos propuestos y, además, tomando en cuenta que los montos de seguros se han incrementado en el mercado nacional e internacional, ha consideradopertinente actualizar los valores fijados anteriormente. Los nuevos rubros de Gastos financieros O&M y Asis- tencia técnica del operador estratégico no han sido consi-derados por corresponder a una evaluación parcial de los costos de operación y mantenimiento, cuyo detalle fue ana- lizado con anterioridad mediante un estudio ad hoc que lle-vó a los valores vigentes del COyM para las instalaciones de Redesur. Para efectuar la revisión de los costos de ope- ración y mantenimiento en general, habría que hacer unarevisión completa de estos aspectos. En consecuencia, el monto anual del COyM que co- rresponde pagar por el SPT de esta empresa asciende aUS$ 2 220 805. 4.3.1.5. Egemsa y San Gabán (Transmisión) Con relación al Costo de Operación y Mantenimiento de estas empresas, el COES-SINAC no ha presentado un estudio o un análisis para determinar los costos es-tándares de operación y mantenimiento de sus corres- pondientes instalaciones. En la regulación tarifaria de mayo 2002 se asumió que la relación del COyM de las instalaciones que forman parte del SPT respecto de su VNR, es del mismo orden de mag- nitud que la de Etecen. En tal sentido, en la presente regu-lación se mantiene la misma aproximación establecida. Debido a la aproximación mencionada, los montos del COyM de estas empresas son de carácter provisional, yserán modificados, en la oportunidad que corresponda, una vez que el OSINERG haya completado los estudios encargados para este fin. 4.3.1.6. ISA Con relación al COyM de ISA, se ha utilizado el por- centaje definido por el Contrato de Concesión correspon- diente. En consecuencia, el monto corresponde al valor vigente, el mismo que fuera determinado considerandoel VNR de US$ 57 263 887. En el Cuadro Nº 4.5 se resumen los costos de opera- ción y mantenimiento de las instalaciones de transmisiónque pertenecen al SPT. Cuadro Nº 4.5 COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SPT EMPRESA DE COSTO DE TRANSMISIÓN OyM (US$/Año) REP 3 685 010 SAN GABÁN TRANSMISIÓN 21 468 EGEMSA TRANSMISIÓN 52 981 ETESELVA 726 233 REDESUR 2 220 805 TRANSMANTARO 5 424 558 ISA 1 717 917 TOTAL SEIN 13 848 971 4.4. Factores de Pérdidas Los factores de pérdidas utilizados para expandir los pre- cios de potencia y energía a partir de las barras de referen- cia se han calculado considerando el despacho económico del sistema. En este sentido, en el caso de los factores depérdidas marginales de energía se ha utilizado el modelo PERSEO que permite una ponderación apropiada de los factores de pérdidas determinados para las diferentes si-tuaciones hidrológicas, para los diferentes meses y para los diferentes niveles de carga en el sistema.Para el caso de los factores de pérdidas de potencia se ha empleado el despacho en la hora de máxima demanda del sistema utilizando un flujo de carga en corriente alterna; sin embargo, debe tenerse en cuenta que para este caso eldespacho de las unidades debe considerar apropiadamen- te la seguridad del sistema. Los resultados de los factores de pérdidas se presentan en el Cuadro Nº 4.6. Cuadro Nº 4.6 FACTORES DE PÉRDIDAS POTENCIA ENERGIA BARRAS BASE Base Base Santa Rosa Santa Rosa Punta Fuera Punta Talara 0,8943 0,9600 1,0017 Piura Oeste 0,9152 0,9735 1,0178 Chiclayo Oeste 0,9032 0,9629 1,0107 Guadalupe 220 0,9074 0,9641 1,0119 Guadalupe 60 0,9040 0,9649 1,0122 Trujillo Norte 0,9153 0,9653 1,0116 Chimbote 1 0,9013 0,9557 1,0020 Paramonga 0,9512 0,9749 0,9963 Huacho 0,9662 0,9818 0,9985 Zapallal 0,9910 0,9898 0,9941 Ventanilla 0,9972 0,9925 0,9991 Chavarría 0,9997 0,9937 0,9999 Santa Rosa 1,0000 1,0000 1,0000 San Juan 1,0016 0,9887 1,0015 Independencia 0,9646 0,9673 0,9873 Ica 0,9802 0,9741 0,9934 Marcona 1,0120 0,9865 1,0050 Mantaro 0,8967 0,9275 0,9545 Huayucachi 0,9211 0,9442 0,9648 Pachachaca 0,9473 0,9430 0,9775 Huancavelica 0,9144 0,9385 0,9636 Callahuanca ELP 0,9658 0,9386 0,9856 Cajamarquilla 0,9902 0,9738 0,9958 Huallanca 138 0,8237 0,9139 0,9677 Vizcarra 0,9490 0,9705 0,9938 Tingo María 220 0,9042 0,9576 0,9815 Aguaytía 220 0,8813 0,9501 0,9754 Pucallpa 60 0,9232 0,9605 0,9823 Tingo María 138 0,9003 0,9572 0,9821 Huánuco 138 0,9345 0,9574 0,9858 Paragsha II 138 0,9509 0,9555 0,9833 Oroya Nueva 220 0,9506 0,9457 0,9805 Oroya Nueva 50 0,9590 0,9446 0,9812 Carhuamayo 138 0,9240 0,9465 0,9726 Caripa 138 0,9545 0,9559 0,9788 Machupicchu 0,6984 0,8112 0,8445 Cachimayo 0,7439 0,8367 0,8718 Dolorespata 0,7484 0,8393 0,8737 Quencoro 0,7480 0,8395 0,8740 Combapata 0,7779 0,8651 0,9028 Tintaya 0,8073 0,8934 0,9356 Ayaviri 0,7767 0,8775 0,9218 Azángaro 0,7601 0,8689 0,9135 Juliaca 0,8100 0,9017 0,9384 Puno 138 0,8289 0,9115 0,9485 Puno 220 0,8300 0,9130 0,9503 Callalli 0,8243 0,9056 0,9458 Santuario 0,8359 0,9151 0,9552 Socabaya 138 0,8513 0,9219 0,9608 Socabaya 220 0,8507 0,9231 0,9587 Cerro Verde 0,8549 0,9240 0,9628 Reparticion 0,8556 0,9254 0,9635 Mollendo 0,8616 0,9268 0,9638 Montalvo 220 0,8393 0,9232 0,9586 Montalvo 138 0,8393 0,9239 0,9593 Ilo 138 0,8300 0,9269 0,9625 Botiflaca 138 0,8481 0,9286 0,9633 Toquepala 0,8454 0,9309 0,9677 Aricota 138 0,8332 0,9274 0,9644 Aricota 66 0,8284 0,9260 0,9629 Tacna 220 0,8390 0,9246 0,9601 Tacna 66 0,8404 0,9260 0,9609 4.5. Ingreso Tarifario Los Ingresos Tarifarios (IT) de energía de las líneas de transmisión y subestaciones de transformación que formanparte del Sistema Principal de Transmisión han sido deter- minados con el modelo PERSEO. En el Cuadro Nº 4.7 se presentan los ingresos tarifarios totales, es decir, los co-rrespondientes a la energía más los de potencia.