Resolución de Consejo Directivo Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería Osinergmin Nº 105-2026-OS/CD

Lima, 12 de junio del 2026

CONSIDERANDO:

1.- ANTECEDENTES

Que, con fecha 15 de abril de 2026, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (“Osinergmin”) publicó en el diario oficial El Peruano la Resolución N° 70-2026-OS/CD (“Resolución 70”), mediante la cual, entre otras disposiciones, se fijaron los precios en barra y otros cargos tarifarios para el periodo mayo 2026 – abril 2027;

Que, con fecha 7 de mayo de 2026, la empresa Orygen Perú S.A.A. (“Orygen”) interpuso recurso de reconsideración contra la Resolución 70; siendo materia del presente acto administrativo el análisis y decisión del citado medio impugnativo.

2.- RECURSO DE RECONSIDERACIÓN Y ANÁLISIS DE OSINERGMIN

Que, la recurrente solicita la modificación de la Resolución 70, de acuerdo con los siguientes extremos:

i. No se considere la ponderación entre los precios del mercado libre y del mercado regulado; y, de manera subordinada, en caso se considere dicha comparación, se modifique el precio básico de energía, considerando la energía efectivamente suministrada (kWh), a fin de garantizar el uso real del servicio y no solo la capacidad contratada;

ii. Se modifique el precio básico de potencia (“PBP”), considerando los valores reales de la infraestructura eléctrica para la conexión en 10 kV, en concordancia con lo establecido en el Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia, aprobado con Resolución N° 260-2004-OS/CD (“Procedimiento PBP”); y,

iii. Se incluya un sistema de monitoreo continuo de emisiones en el precio básico de potencia, en concordancia con lo establecido en el Decreto Supremo N° 030-2021-MINAM.

2.1 RESPECTO DE LA PONDERACIÓN ENTRE LOS PRECIOS DE LOS MERCADOS LIBRES Y REGULADOS

2.1.1 Argumentos de la recurrente

Que, sostiene la recurrente, el precio básico de energía se determina a partir de los costos marginales esperados del sistema de generación, conforme a los artículos 47 al 50 de la Ley de Concesiones Eléctricas (“LCE”); y, junto con el PBP conforma el precio teórico;

Que, indica, tras la modificación a la Segunda Disposición Complementaria Final de la Ley N° 28832, por la Ley N° 32249, se incorporó la obligación de considerar los precios de los contratos del mercado libre para la determinación del precio promedio de energía. No obstante, afirma que el cálculo efectuado no reflejaría adecuadamente los precios de energía del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN);

Que, en ese sentido, solicita que no se considere la ponderación entre los precios de los mercados libres y regulados;

Que, de otro lado, de manera subordinada solicita que, de mantenerse la ponderación entre los precios de los mercados libres y regulados, esta se realice sobre la base en energía consumida;

Que, señala, la potencia contratada considerada para la ponderación asciende a 8 940 MW, valor superior a la máxima demanda registrada en febrero de 2026 (8 237 MW). Sobre esa base, sostiene que la utilización de la potencia contratada no refleja adecuadamente la realidad del mercado ni guarda relación directa con los precios de energía objeto del ajuste;

Que, asimismo, argumenta que la potencia contratada no constituye un factor representativo de ponderación debido a que los volúmenes contratados en el mercado libre no necesariamente coinciden con la energía realmente consumida, además de que los clientes libres presentan perfiles de consumos diferenciados.

2.1.2 Análisis de Osinergmin

Que, en la Segunda Disposición Complementaria Final de la Ley N° 28832 vigente se establece la referencia para la comparación del precio en barra a nivel generación, basada en el promedio ponderado de los precios de las licitaciones y de los contratos de los usuarios libres vigentes al 31 de marzo de cada año;

Que, dicha disposición contiene los elementos necesarios para su aplicación, al definir el límite de variación aplicable, los precios que deben considerarse y la fecha de corte de la información. En consecuencia, resulta plenamente aplicable al presente proceso regulatorio, sin que deban suspenderse sus efectos por la ausencia de una norma de desarrollo posterior que no se necesita;

Que, en consecuencia, no corresponde excluir la ponderación entre los precios de los mercados libres y regulados para la comparación del precio en barra a nivel generación;

Que, de otro lado, en cuanto a la pretensión subordinada, la comparación del precio en barra a nivel generación se efectúa considerando el promedio ponderado de los precios de las licitaciones y de los contratos de usuarios libres vigentes al 31 de marzo de cada año;

Que, la ponderación utilizada considera los precios y cantidades contratadas, tanto en el mercado regulado como en el mercado libre. El uso de información contractual proporciona una referencia objetiva, verificable y conocida por los agentes a la fecha de corte que es el 31 de marzo de 2026, lo que contribuye a la predictibilidad y transparencia del proceso tarifario;

Que, por el contrario, la energía consumida corresponde a una variable ejecutada que puede verse afectada por los factores operativos y comerciales, tales como las variaciones de la demanda, cambios en los perfiles, indisponibilidades o condiciones de operación. Por ello, su utilización incorporaría elementos ajenos a los compromisos contractuales vigentes al 31 de marzo;

Que, asimismo, la diferencia observada entre la potencia contratada y la máxima demanda del SEIN no demuestra que el criterio de ponderación sea inadecuado, dado que ambas magnitudes responden a conceptos distintos; mientras la potencia contratada refleja compromisos contractuales de suministro, la máxima demanda representa una condición en un momento determinado. Por tanto, no resulta adecuado concluir que la potencia contratada no es representativa únicamente porque sea mayor que la máxima demanda registrada en un mes específico;

Que, en adición a ello, el uso de valores contratados resulta consistente con lo establecido en de la Ley N° 28832, según la cual los generadores deben respaldar sus compromisos de suministro con capacidad firme suficiente. En tal sentido, la potencia contratada constituye una referencia vinculada a obligaciones contractuales efectivamente respaldadas;

Que, por lo expuesto, corresponde mantener el criterio de ponderación basado en la información contractual vigente, por lo que no resulta viable sustituir la potencia contratada por energía consumida;

Que, en consecuencia, este extremo del petitorio deviene en infundado.

2.2 RESPECTO DE LA MODIFICACIÓN DEL PBP CONSIDERANDO LOS ELEMENTOS DE CONEXIÓN ELÉCTRICA

2.2.1 Argumentos de la recurrente

Que, señala la recurrente, el PBP se determina conforme a la metodología establecida en el Procedimiento PBP que contempla el cálculo de los costos de inversión de la central termoeléctrica y de la conexión eléctrica;

Que, sostiene, los costos de conexión deben incluir todos los elementos necesarios para conectar la unidad de punta al SEIN, conforme al criterio de mínimo costo previsto normativamente. En particular, indica que no se habrían reconocido adecuadamente equipos ubicados en los bornes del generador, tales como la barra colectora y el interruptor de conexión en 10 kV;

Que, asimismo, señala que, si bien en el Informe Técnico 216-2026-GRT se menciona que los interruptores, seccionadores y barras están considerados en las partidas de conexión eléctrica, no se evidencia tal reconocimiento específico de los equipos requeridos para la conexión en 10 kV. Por ello, solicita que dichos equipos sean incorporados utilizando valores de mercado, de conformidad con la metodología vigente.

2.2.2 Análisis de Osinergmin

Que, el PBP se determina conforme al artículo 126 del Reglamento de la LCE, aprobado con Decreto Supremo N° 009-93-EM, y lo dispuesto en el Procedimiento PBP. La metodología ahí prevista considera la inversión de una unidad de punta eficiente y de su correspondiente conexión eléctrica, valorizadas con costos estándar de mercado;

Que, en ese sentido, el reconocimiento de los componentes de conexión eléctrica no se realiza necesariamente sobre la base de configuraciones particulares propuestas por los agentes, sino considerando los componentes eficientes requeridos para conexión de la unidad de punta al SEIN, y valorizados con costos estándar de mercado;

Que, de la revisión del archivo de cálculo “Potencia_Punta_2026(P).xlsx”, hoja “CCE”, se verifica que sí se han considerado instalaciones (celdas) de media tensión dentro del costo de conexión eléctrica. En particular, en el rango C64:J67 se incluye el rubro 1.15 “Barras, equipos y conexiones de media tensión”, compuesto por celda de conexión, celda de medición y celda de transformador. Asimismo, en el rango N31:R33 se identifican los códigos de módulos estándar utilizados: CE-023COC1ESBAL, correspondiente a celda de conexión MT; CE-023COC1ESBMD, correspondiente a celda de medición MT; y CE-023COC1ESBTR, correspondiente a celda de transformador MT. En la misma hoja, celda N35, se precisa que dichos módulos provienen de la Resolución N° 008-2026-OS/CD, mediante la cual se actualizó la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión;

Que, por tanto, no resulta correcto afirmar que las instalaciones de media tensión no hayan sido consideradas en el cálculo del PBP. Su reconocimiento se ha efectuado mediante la aplicación de los módulos estándares vigentes de Osinergmin, y no necesariamente bajo la configuración específica de 10 kV planteada. Ello resulta consistente con la metodología del PBP, que reconoce una unidad de punta eficiente con su conexión eléctrica, valorizadas con costos estándar de mercado, lo cual permite garantizar uniformidad, trazabilidad y consistencia en la valorización de la conexión eléctrica;

Que, las celdas reconocidas cubren las funciones necesarias para la conexión del generador en media tensión al considerar elementos de conexión, medición y vinculación con el transformador. Asimismo, hay que mencionar que el empleo de los módulos estándar recoge referencias de costos de mercado para instalaciones típicas y permiten mantener uniformidad, trazabilidad y predictibilidad en la valorización de la conexión eléctrica;

Que, en consecuencia, este extremo del petitorio deviene en infundado.

2.3 RESPECTO DEL RECONOCIMIENTO DE LAS INVERSIONES ASOCIADAS AL CEMS

2.3.1 Argumentos de la recurrente

Que, sostiene, el Decreto Supremo N° 030-2021-MINAM (“DS 030-2021”) obliga a las centrales termoeléctricas con potencia nominal mayor a 20 MW a instalar un CEMS, conforme a los plazos y condiciones establecidos en dicha norma;

Que, en ese sentido, argumenta que los costos de adquisición e instalaciones del CEMS constituyen inversiones necesarias para el cumplimiento de una obligación legal y, por tanto, deben ser reconocidos como parte de los costos de inversión de la central termoeléctrica e incorporados en el cálculo del PBP.

2.3.2 Análisis de Osinergmin

Que, el PBP tiene por finalidad remunerar el costo de capacidad asociado a una unidad de punta eficiente. Para ello, en el artículo 47 de la LCE se establece que debe determinarse el tipo de unidad generadora más económica para suministrar potencia adicional durante las horas de máxima demanda anual del sistema eléctrico, así como la anualidad de la inversión correspondiente;

Que, en concordancia con dicha finalidad, en el artículo 126 del RLCE y en el Procedimiento PBP se estructura el reconocimiento de los costos asociados a la instalación, conexión, operación y mantenimiento de una unidad de punta eficiente;

Que, en ese sentido, la incorporación de un costo al PBP no depende únicamente de que sea obligatorio o que resulte exigible a los titulares de generación, sino que forme parte de los componentes necesarios para instalar, conectar, operar, mantener o poner a disposición la capacidad de punta que remunera dicha tarifa, cautelando el criterio de eficiencia;

Que, se advierte, dentro de las partidas reconocidas sobre los costos de inversión de la unidad de punta, existe en particular un reconocimiento al suministro de sistema de combustible, incluyendo el monitoreo de emisiones; según se puede observar en el libro Excel de “Potencia_Punta_2026(P)” en la hoja “CTE” en la celda C21 se observa el ítem “Suministro de sistema de combustible (incluye monitore continuo de emisiones)”;

Que, en ese sentido, no corresponde añadir otra partida adicional en el cálculo del PBP sobre las inversiones asociadas al CEMS, puesto que con el reconocimiento al que se hace referencia ya se estaría reconociendo el costo del monitoreo de emisiones;

Que, en consecuencia, este extremo del petitorio deviene en infundado.

Que, finalmente, se ha expedido el Informe Técnico N° 350-2026-GRT y el Informe Legal N° 351-2026-GRT de la División de Generación y Transmisión de la Gerencia de Regulación de Tarifas, los cuales forman parte integrante de la presente resolución y complementan la motivación que sustenta la decisión del Consejo Directivo de Osinergmin, cumpliéndose de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos al que se refiere el numeral 4 del artículo 3 del Texto Único Ordenado de la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; y

De conformidad con lo establecido en la Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo N° 042-2005-PCM; en el Reglamento General de Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM; en el Reglamento de Organización y Funciones de Osinergmin, aprobado con Decreto Supremo N° 010-2016-PCM; en el Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM; en la Ley N° 28832, Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la Generación Eléctrica; en el Reglamento del Mecanismo de Compensación entre los Usuarios Regulados del SEIN aprobado por Decreto Supremo N° 019-2007-EM y, en el Texto Único Ordenado de la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobado por Decreto Supremo N° 006-2026-JUS; así como en sus normas modificatorias y complementarias; y,

Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de Osinergmin en su Sesión N° 18-2026, de fecha el 11 de junio de 2026.

SE RESUELVE:

Artículo 1.- Declarar infundado el recurso de reconsideración interpuesto por Orygen Perú S.A.A. contra la Resolución N° 70-2026-OS/CD, por las razones expuestas en los numerales 2.1.2, 2.2.2 y 2.3.2 de la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 2.- Incorporar los Informes N° 350-2026-GRT y N° 351-2026-GRT como parte integrante de la presente resolución.

Artículo 3.- Disponer la publicación en el diario oficial El Peruano de la presente resolución y en el portal institucional: https://www.gob.pe/osinergmin, y consignarla junto con los informes indicados en el artículo 2 precedente, en la web de Osinergmin: https://www.osinergmin.gob.pe/Resoluciones/Resoluciones-GRT-2026.aspx.

AURELIO OCHOA ALENCASTRE

Presidente del Consejo Directivo (e)

2525383-1

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