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/G50/GE1/G67/G2E/G20/G32/G37/G31/G30/G33/G33 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20/G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, domingo 20 de junio de 2004 Que, la recurrente manifiesta, que en caso decidiera retirar su trasformador de 138/33kV, debido a que no se le estaría compensando los respectivos costos, la línea San- tuario –Chilina se quedaría en vacío y no habría la posibili-dad de abastecer a la demanda de Arequipa en 33 kV, dán-dose lugar a otro SEA diferente al establecido por el OSI-NERG. Agrega que, la mencionada línea y el transforma-dor deben operar conjuntamente para abastecer la deman- da de Arequipa; Que, señala EGASA, que el SEA reconoce instalacio- nes procurando el menor costo, existiendo equilibrio entrela oferta y la demanda, lo que significa que aquellas insta-laciones que no reconoce pueden retirarse sin que se veaafectado el sistema. EGASA manifiesta que ello no ocurre con el transformador de Chilina, ya que si se retirase, la demanda de Arequipa no tendría como abastecerse del flujode energía que viene por la línea de transmisión Santuario– Chilina 138 kV; Que, finalmente, manifiesta que si se desconoce la com- pensación del transformador 138/33kV ubicado en la sub- estación Chilina, significaría que la demanda del sistema de Arequipa en 33kV no haría uso de dicho transformador,sino que mas bien tendría que conectarse directamente ala barra de Chilina 138 kV; puesto que físicamente esto noes posible, EGASA debería cobrar la compensación corres-pondiente por el transformador de 138/33kV. 2.1.2 ANÁLISIS DEL OSINERG Que, de la lectura del recurso, se identifica que EGASA plantea dos alternativas: Alternativa A: que se reconozca en el SEA, un transfor- mador de 138/33 kV en la subestación Chilina; o Alternativa B: que se asigne a EGASA la compensación por el transformador 138/22,9 de la subestación Chilinadefinido en el SEA reconocido para el sistema Arequipa. Que, al respecto, conforme está dispuesto en la Reso- lución del Consejo Directivo Nº 0001-2003-OS/CD, que apro-bara la norma “Procedimientos para Fijación de PreciosRegulados”, el OSINERG efectuó el procedimiento regula-torio enmarcado dentro del Anexo B correspondiente a lafijación de Tarifas y Compensaciones para los SST. Confor- me a tal procedimiento, las propuestas de las empresas titulares de SST fueron presentadas antes del 01 de no-viembre de 2003, habiéndose desarrollado, con extremaprecisión, cada una de las etapas que tal procedimientoconsigna; Que, una de las etapas trascurridas fue la de la exposi- ción por las empresas correspondientes, sustentando sus propuestas tarifarias y respondiendo las consultas de losinteresados. Otra etapa fue la de absolución de las obser-vaciones que le planteara el organismo regulador y otra deellas la prepublicación de la resolución que fija las tarifas ycompensaciones de los SST, lo que ocurrió el 01 de marzo de 2004. Es en esta etapa en la que EGASA pretende cam- biar su propuesta, cuatro meses después de que se inicia-ra el proceso, es decir casi al final del mismo; Que, de aceptarse la modificación del SEA planteada por EGASA, en la alternativa A bajo análisis, al incluir eltransformador de 138/33kV, se cometería infracción al pro- cedimiento regulatorio, tramitándose una propuesta que no fue conocida por las demás empresas titulares de los SST,toda vez que no fue objeto de exposición en la AudienciaPública correspondiente. Igualmente, de aceptar los cam-bios propuestos por EGASA en la alternativa B, al asignarlela compensación del transformador de 138/22,9 kV, actual- mente asignado a SEAL, equivaldría a la presentación de una propuesta no conocida por los demás interesados, afec-tándose el Principio de Legalidad 4 contenido en la LPAG, por el que las autoridades administrativas deben actuar conrespeto a la Constitución, la ley y el derecho, dentro de lasfacultades que le estén atribuidas y de acuerdo con los fi- nes para los que les fueron conferidas; Que, por lo expuesto, la solicitud planteada por EGASA, de reconocer la compensación por el transformador de 138/33kV existente o, en su defecto asignarle la compensacióndel transformador 138/22,9 kV que figura en la subestaciónChilina del SEA, es improcedente. 2.2 CORRECCIÓN DEL COSTO INVERSIÓN DE LA LÍNEA SANTUARIO - CHILINA 2.2.1 SUSTENTO DEL PETITORIO Que, EGASA manifiesta que ha corregido la cantidad de torres, dado que en la hoja de valorización inicial no sehacía referencia a la cantidad total, que es de 51. Asimis-mo, indica que esta última corrección también ha modifica- do el volumen (metros cúbicos) de excavación, de relleno, encofrado y concreto; Que, al respecto EGASA adjunta en medio magnético la respectiva sustentación, manifestando que el nuevo cos-to de inversión de la línea de transmisión mencionada as-ciende a US$ 869 953,40. 2.2.2 ANÁLISIS DEL OSINERG Que, se han revisado las hojas de cálculo de valoriza- ción de la línea de transmisión Santuario – Chilina y se hacomprobado que, en efecto, lo afirmado por EGASA es co-rrecto, es decir el metrado de torres de la referida línea debe ser de 51 en lugar de 35. Cabe señalar, que dicho error, tiene su origen en las mismas hojas presentadas porla recurrente. Que, por lo tanto, es procedente modificar el valor de la línea de transmisión Santuario – Chilina 138 kV a US$869 953,40, de donde resulta que este extremo del recurso deviene en fundado. 2.3 INCLUSIÓN DEL COSTO DE INVERSIÓN DEL TRANSFORMADOR 138/33 KV 2.3.1 SUSTENTO DEL PETITORIO Que, en este extremo, EGASA especifica el monto de la valorización del transformador de la subestación Chilina,que asciende a US$ 730 403, adjuntando en medio mag-nético los archivos de cálculo. Como sustento hace refe-rencia a los mismos argumentos que utilizara para su pri- mer petitorio, que se encuentran contenidos en el numeral 2.1.1 de la presente resolución. 2.3.2 ANÁLISIS DEL OSINERG Que, respecto al presente punto, resultan de aplicación las mismas razones esgrimidas por el OSINERG en el nu- meral 2.1.2 que antecede, que concluye considerando im- procedente la solicitud de EGASA, de asignarle compensa-ción por el transformador 138/33kV de la subestación o, ensu defecto asignarle la compensación del transformador 138/22,9 kV que figura en la subestación Chilina del SEA. Portanto, no cabe revisar valorización alguna. 2.4 Inclusión de un VNR no Eléctrico 2.4.1 Sustento del PetitorioQue, EGASA señala, que el VNR no eléctrico es un cos- to que tiene que ser compensado con la tarifa. Agrega que, a pesar que el OSINERG mencione que en el presente pro-ceso no se ha incluido un monto por este concepto, existenprecedentes que se ha reconocido en procesos anteriores; Que, EGASA adjunta en medio magnético la valoriza- ción de este rubro, indicando que no se incluye las teleco- municaciones, pero sí los rubros del centro de control, equi- pos de almacén y medición, equipos de oficina y terrenosde almacén, los que el OSINERG aceptó en regulacionesanteriores; Que, menciona la recurrente, que en lo correspondien- te a inmuebles, se considera el rubro almacén, donde se guardan los equipos y materiales y, el rubro edificios, para albergar al personal de la organización que dedica un tiem-po para administrar las labores que corresponden a la lí-nea de transmisión; de lo contrario este personal no ten-dría el ambiente de trabajo adecuado. 2.4.2 Análisis del OSINERG Que, tal como se ha señalado anteriormente, no es po- sible en el proceso regulatorio llevado a cabo, aceptar lapresentación de un nuevo concepto (VNR no eléctrico) que,en esencia, modifica sus propuestas tarifarias inicial y final, esta última resultante de la absolución de observaciones; 4Principio de legalidad .- Las autoridades administrativas deben actuar con respeto a la Constitución, la ley y al derecho, dentro de las facultadesque le estén atribuidas y de acuerdo con los fines para los que les fueronconferidas.