RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN Nº 147-2016-OS/CD Lima, 16 de junio de 2016 CONSIDERANDO: 1.- ANTECEDENTES Que, en fecha 15 de abril de 2016, fue publicada en el diario oficial El Peruano la Resolución Nº 074-2016-OS/CD ( "Resolución 074"), mediante la cual, entre otras disposiciones, se fijaron los Precios en Barra y peajes del Sistema Principal de Transmisión ("SPT"), así como sus fórmulas de actualización, para el período mayo 2016 lunes, junio 20, 2016

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN Nº 147-2016-OS/CD
Lima, 16 de junio de 2016
CONSIDERANDO:

1.- ANTECEDENTES
Que, en fecha 15 de abril de 2016, fue publicada en el diario oficial El Peruano la Resolución Nº 074-2016-OS/CD ( "Resolución 074"), mediante la cual, entre otras disposiciones, se fijaron los Precios en Barra y peajes del Sistema Principal de Transmisión ("SPT"), así como sus fórmulas de actualización, para el período mayo 2016 -
abril 2017;

Que, con fecha 06 de mayo de 2016, la Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A.A. ("Edelnor")
interpone un recurso de reconsideración en contra la Resolución 074; siendo materia del presente acto administrativo el análisis y decisión del dicho medio impugnativo.

2.- RECURSO DE RECONSIDERACIÓN
2.1 Considerar el Factor de variación del Tipo de Cambio en la Fórmula de Actualización del Precio de la Energía 2.1.1. Sustento del petitorio Que, Edelnor describe el cálculo del precio básico de la energía como el promedio ponderado de los costos marginales de corto plazo esperados de energía del sistema, correspondiente al programa de operación que minimice la suma del costo actualizado de operación y el costo de racionamiento para el periodo de estudio (proyección de veinticuatro meses y los doce meses anteriores a la fijación) . En tal sentido, Edelnor agrega que el precio básico de la energía optimiza la operación tomando en consideración los costos variables de las centrales de generación, de tal manera que promuevan la eficiencia del sector, dichos costos variables se componen de los costos variables combustibles y costos variables no combustibles (costos variables de mantenimiento y de operación no combustibles, los cuales son asumidos por los generadores en muchos casos en moneda extranjera);

Que, por otro lado, Edelnor señala que la finalidad de las tarifas es compensar a los generadores por los costos de inversión y de producción de la energía eléctrica destinados al servicio público de electricidad, por ello, la recuperación de los costos variables no combustibles (pagados en moneda extranjera), se recuperaría al contemplar un factor de ajuste por la variación del tipo de cambio en la fórmula de actualización del precio de la energía;

Que, ante ello, Edelnor señala que mediante la Resolución 074, al no considerarse este factor, se causará un perjuicio económico a las empresas generadoras además de desincentivar la inversión en el sector eléctrico.

Asimismo, Edelnor agrega que, se atentaría contra el principio económico de paridad entre los costos y los precios regulados ya en los casos de una variación positiva del tipo del tipo de cambio provocarían pérdidas en el excedente del productor, y en casos de variaciones negativas causaría pérdidas en el excedente del consumidor;

Que, Edelnor señala que en la fijación anterior, los costos de producir una unidad adicional de energía expresados en Soles se indexaba al precio del combustible (gas natural principalmente) mediante un coeficiente equivalente al 87%, y en menor medida a la variación del tipo de cambio mediante un coeficiente del 13%, esta indexación al tipo de cambio atendería al reconocimiento de los costos variables no combustibles de las unidades de generación, sin embargo, en la Resolución 074, el ajuste por variación del tipo de cambio ha sido eliminado quedando establecido un factor constante, equivalente a 11 %, valor que no será reajustado a lo largo del periodo de fijación tarifaria ya que no se encuentra asociado a ningún indicador;

Que, sostiene que, la variación del tipo de cambio es un factor exógeno que debe ser incorporado en las fórmulas de reajuste, y que las empresas generadoras no podrían controlar, por lo que se encontrarían expuestas a sufrir pérdidas por la volatilidad del tipo de cambio al haber contratado servicios en moneda extranjera. Agrega que, en muchos países no se traslada el riesgo cambiario a los inversionistas privados, sino que se generan mecanismos de mercado (instrumentos financieros o el Estado asume los riesgos cambiarios mediante el uso de sus propias reservas);

Que, Edelnor señala que Osinergmin, al no considerar la variación del tipo de cambio en la actualización del 590131 NORMAS LEGALES
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El Peruano / precio de la energía violaría el principio de legalidad, de jerarquías de las normas, neutralidad, variaría la estabilidad de las reglas de juego que el ordenamiento jurídico reconocía, entre otros;

Que, añade también que, el reconocimiento de costos de inversión en la regulación tarifaria habría permitido que en el periodo 1995-2015 aproximadamente el 90% de la inversión en la actividad de generación, sea consecuencia de inversiones privadas, y que la decisión adoptada en la Resolución 074, contradeciría la solidez regulatoria obtenida a lo largo de los más de veinte años, que habría contribuido en gran medida al crecimiento del país; es así que, se generaría desconfianza a la estabilidad obtenida ya que no les permitía reconocer los costos incurridos en moneda extranjera;

Que, finalmente, Edelnor solicita a Osinergmin proceder a declarar fundado el Recurso presentado en este extremo e incluir las variaciones del tipo de cambio en la fórmula de actualización del precio de la energía a nivel de generación en las barras de referencias de generación (PEMP y PEMF) establecida en el numeral 1.2 del artículo 2 de la Resolución 074;

2.1.2. Análisis de Osinergmin Que, el accionar de Osinergmin se rige en los fundamentos técnicos legales que sustentan su decisión materializada en resoluciones;

Que, en efecto, cada grupo en el mercado tiene intereses contrapuestos, por consiguiente Osinergmin no se rige en sujeción a qué grupo plantea mayor contenido en los medios informativos. Tampoco el Regulador puede verse intimidado en su accionar, ante afirmaciones sobre que sus decisiones estarían supuestamente afectando futuras inversiones en energía, puesto que Osinergmin debe ejercer su rol y funciones, con autonomía y sujeto a criterios técnicos y legales, debiéndose precisar además que el tema controvertido, no determina ni ha determinado las inversiones en el sector eléctrico;

Que, conviene mencionar que, el Estado Peruano no ha suscrito un compromiso de mantener invariable ciertas condiciones incorporadas en la regulación años atrás, y no puede asumirse que tales aspectos deben permanecer inalterables, si de la revisión técnica, requieren ser perfeccionados, máxime si la normativa sectorial, permite y otorga facultades de revisión, elección o descarte de los factores de actualización, todo ello con el debido sustento técnico;

Que, dentro de los argumentos presentados por Edelnor, esta empresa concluye que el tipo de cambio debe ser incluido como un factor independiente dentro del Formula de Actualización de Precio de Energía (FAPEM) debido a su incidencia en el Costo Variable No Combustible (CVNC), y por ende, en el Costo Variable de las unidades termoeléctricas, por lo que afecta el precio de energía. De esta forma, la empresa propone conservar el factor del tipo de cambio como factor multiplicativo del coeficiente "d" del FAPEM;

Que, sobre ese punto, es necesario precisar que la conclusión de Edelnor resulta incorrecta debido a que en ninguno de los informes que sustentan las anteriores fijaciones de los Precios en Barra, se menciona que el Factor del Tipo de Cambio dentro de la fórmula de actualización del precio de la energía representa al CVNC de las unidades termoeléctricas. Lo que sí queda claro dentro de todas estas regulaciones, es que los factores de los componentes (variables e-f-g-cb) dentro del FAPEM se han determinado en base a un análisis de sensibilidad de los precios de combustibles sobre los costos marginales esperados.

De esta forma, se analiza un cambio en el costo variable relativo de las centrales de generación (representado por la modificación de los precios de los combustibles) sobre el costo marginal del sistema. La lógica del análisis queda claro, debido a que los coeficientes (variables e-f-g-cb) se calculan individualmente por cada tipo de combustible (gas natural, carbón, diésel y residual), analizando el impacto parcial de la modificación de los precios de los combustibles (aplicando ceteris paribus, al resto de componentes) sobre los costos marginales esperados con que se calculan los precios de energía;

Que, este criterio se debe a que la fórmula de actualización del precio de la energía toma en cuenta un análisis de sensibilidad que analiza el efecto sobre el costo marginal de modificaciones en los costos relativos de las centrales de generación. La principal fuente de variación en la relación de los costos variables de energía, es el cambio en los precios de los combustibles, cuyos valores dependen de otros mercados, los cuales pueden variar en el tiempo por lo que su variación hacia arriba o hacia abajo tiene incidencia en el costo marginal. En cambio, parámetros propios determinados para cada central de generación, los cuales son establecidos mediante un procedimiento técnico COES y que permanecen estables durante el proceso regulatorio, no tienen que estar refl ejados en la fórmula de actualización porque estos no presentan volatilidad ni generan cambios en los costos relativos de las centrales, como es el caso del componente CVNC, el rendimiento, la potencia efectiva, entre otros;

Que, así tenemos que, conjuntamente con el CVNC, se tienen los siguientes factores que infl uyen en el precio de la energía, pero que no se incluyen dentro de su fórmula de actualización, como son el rendimiento, la potencia efectiva, el plan de mantenimiento de las centrales termoeléctricas, entre otros;

Que, asimismo el hecho que estos factores no formen parte de la fórmula de actualización del precio de la energía, no quiere decir que no se actualicen. La mayoría de estos factores son actualizados y considerados en cada proceso de fijación de precios en barra y no se modifican hasta la siguiente fijación, debido a que no son componentes variables durante un período tarifario (es decir, se mantienen constantes) o no presentan variaciones por una cantidad de meses, hasta inclusive años, considerando en algunos casos lo que establecen los procedimientos del COES para su revisión;

Que, tal es así, que en el caso específico del CVNC de las unidades termoeléctricas, que es materia del presente recurso, es necesario precisar que éste se calcula para cada unidad termoeléctrica como la suma de los Costos Variables de Operación No Combustible (CVONC) y del Costo Variable de Mantenimiento (CVM). En este caso, el CVONC está relacionado al uso de agregados al proceso de combustión para producción de energía, como son aceites lubricantes de las unidades reciprocantes, la inyección de agua o vapor en las unidades turbogas, entre otros;
mientras que el CVM se calcula en base al Procedimiento Técnico del COES PR-34 "Determinación de los Costos de Mantenimiento de las Unidades T ermoeléctricas del COES", el cual corresponde a un cálculo teórico de cuánto del costo de mantenimiento corresponde a un costo variable;

Que, de igual manera, en el PR-34 se establece que cada cuatro (4) años se debe presentar un estudio actualizado de los costos de mantenimiento de las unidades termoeléctricas (numeral 5), el cual será aprobado por el COES (numeral 7); en caso que no se presente este estudio o que el sustento no sea aprobado por el COES, se establece que se asumirá para la unidad termoeléctrica el valor mínimo de CVNC de las unidades termoeléctricas de similar características existentes en el SEIN (numeral 8);

Que, por lo mencionado es claro que el CVNC es un valor propio de las unidades termoeléctricas, al igual que la potencia efectiva y el rendimiento, que no se modifica mensualmente sino en un periodo de cada cuatro (4) años y que finalmente no necesariamente corresponde a un costo en que realmente incurren las unidades termoeléctricas debido a que es un cálculo teórico, y que en caso no se presente un estudio sustentado por la empresa, se toma el CVNC de otra unidad termoeléctrica. Tal es así, que en los contratos realizados por empresas generadoras con el Estado Peruano, representado por el Ministerio de Energía y Minas, para las centrales de Reserva Fría y para el Nodo Energético Sur, se ha establecido en los mismos contratos que el valor del CVNC es de 4 USD/MWh, el cual no resulta de ningún estudio de costos de estas unidades termoeléctricas, siendo nuevamente un valor teórico establecido por las partes;

Que, por todo lo mencionado, se concluye que introducir el CVNC dentro de los factores de la fórmula de actualización del precio de la energía sería introducir un criterio de costo medio que no corresponde a la señal marginal, dado que este costo no representa un factor que varía en el período regulatorio dentro del cual se aplica la fórmula, que es similar a los otros parámetros como son el rendimiento y las potencias efectivas;

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Lunes 20 de junio de 2016 / El Peruano Que, con relación al hecho de que en la fórmula de actualización establecida en la Resolución 074, donde del análisis de sensibilidades de cada uno de los componentes se tiene que suman 88,7% y que para que llegue al 100%
es necesario agregar un 11,3% como una constante, esto se desprende de la misma formulación matemática, no pudiendo asumirse, de manera discrecional, que corresponde exactamente al CVNC como menciona Edelnor en sus argumentos y por ende al Factor de Tipo de Cambio;

Que, sobre esto, es necesario recordar que en el Informe Nº 219-2016-GRT, que sustenta la Resolución 074, se establece en el numeral 7.1 que la expresión matemática que se utiliza para obtener la fórmula de actualización de los precios de la energía;

Que, Edelnor también argumenta que el retiro del Tipo de Cambio en la fórmula de actualización del precio de la energía de los precios en barra no genera incentivos adecuados ni otorga seguridad en el desarrollo de las inversiones en generación, contrario a lo que establece la Ley de Concesiones Eléctricas;

Que, sobre esta afirmación, es necesario recordar que la problemática de que la Ley de Concesiones Electricas, no brindaba señales adecuadas al desarrollo de inversiones en generación se discutió en el año 2005, tal así que como solución a esta problemática se aprobó en el año 2006 la Ley Nº 28832 "Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Electrica";

Que, como puede apreciarse, en el Capítulo Segundo de la Ley Nº 28832, se estableció el desarrollo de licitaciones de suministro de energía eléctrica para los usuarios regulados, de manera que le brinde el abastecimiento oportuno y eficiente de la energía y promueva el desarrollo de nuevos proyectos de generación. Por lo que, los contratos que resultan de estas licitaciones, establecen precios firmes por la prestación del servicio de suministro de la energía, precios que no son modificados por los Precios en Barra que se fijan administrativamente cada año;

Que, debido a este cambio normativo, en la actualidad sólo alrededor de 10% de las ventas de los generadores a los distribuidores se realizan por contratos bilaterales, que tienen como límite los Precios en Barra, mientras que el resto de ventas de generadores a distribuidores (alrededor del 90%)
se realiza a través contratos que resultaron de licitaciones de suministro de energía eléctrica a precios firmes;

Que, en función de lo señalado, puede verse que los Precios en Barra no constituyen el factor fundamental para el desarrollo de las inversiones en generación, como se señala, dado que desde la promulgación de la Ley Nº 28832 del año 2006, estas inversiones se amparan, fundamentalmente, en el marco de las licitaciones de suministro de largo plazo;

Que, más aun, en los últimos años el Estado Peruano, a través del Ministerio de Energía y Minas y Proinversión, han desarrollado subastas especiales donde adicionalmente a los proyectos que ingresan por la Ley Nº 28832, han adjudicado centrales de reserva fría (aproximadamente 800 MW), centrales hidroeléctricas (aproximadamente 500 MW) y centrales en el Nodo Energético del Sur (aproximadamente 1 200 MW). Es decir, estas inversiones no se han visto infl uenciadas por los Precios en Barra que se fijan administrativamente;

Que, en este caso, es claro que el desarrollo de los proyectos de generación se ha dado a través de las licitaciones de suministro de energía y por medio de las licitaciones especiales del Estado Peruano. Por el contrario, no se tiene evidencia de que los contratos bilaterales a Precio en Barra hayan incentivado el desarrollo de proyectos de generación, lo cual tampoco puede demostrar Edelnor, dado que los contratos bilaterales que se suscriben a Precios en Barra son de corto plazo, por lo que no constituyen una señal de precios adecuada para inversiones que requieren tener contratos de largo plazo;

Que, en consecuencia, este extremo del recurso de reconsideración, debe ser declarado infundado 2.2. Corregir el cálculo del cargo CASE que se muestra en el Anexo 8 del Informe Nº 235-2016-GRT
2.2.1. Sustento del petitorio Que, Edelnor señala que el Artículo 19º de la resolución impugnada fue objeto de comentarios de varias empresas, las cuales básicamente solicitaban su aclaración a fin de que Osinergmin establezca un procedimiento estándar para la determinación del Cargo CASE y, así, dar cumplimiento a lo establecido por la SUNAT en su Oficio Nº 274-2015-SUNAT/600000;

Que, refiere la impugnante, Osinergmin respondió a los comentarios de esas empresas, proporcionando, en el Anexo 8 del Informe Nº 235-2016-GRT, que sustenta a la resolución impugnada, un ejemplo de aplicación del CASE por parte de las Empresas Recaudadoras. Sobre este particular, Edelnor considera que, tratándose de una alternativa, se deja en libertad a las empresas de optar por otra forma de facturación que pueda ser más precisa para el cumplimiento de lo establecido por la SUNAT;

Que, la recurrente indica que la alternativa mostrada en el referido Anexo 8 contiene dos errores. Para ello, muestra un ejemplo aplicando dicha alternativa en la opción tarifaria MT2. En este ejemplo, Edelnor señala que el peaje de transmisión con el cargo CASE es de 30,61
S/./kW-mes, mientras que sin este cargo es de 29,04 S/./ kW-mes. Según esto, sostiene que el cargo CASE es igual a 1,57 S/./kW-mes, lo cual equivale a la sumatoria de los Cargos Unitarios por CASEsi y CASEge. Añade que, de acuerdo con la alternativa de Osinergmin, el cargo CASE, a nivel de cliente final, para la opción tarifaria MT2 sería de 1.53 S/./kW-mes;

Que, al respecto, Edelnor manifiestas que el valor de 1,53 S/./kW-mes no es el CASE correcto, ya que una parte de este corresponde al FOSE, tal como lo indica en un cuadro, donde el valor inicial del CASE es de 1.57
S/./kW-mes, al que aplicándosele los factores de pérdidas correspondientes para expandirlo al nivel de cliente final, se obtiene 1,48 S/./kW-mes, el cual es el verdadero valor del CASE, pues al aplicarse el FOSE se llega al valor que, refiere, Osinergmin denomina CASE y que asciende a 1,53 S/./kW-mes;

Que, concluye la recurrente que la propuesta alternativa de Osinergmin está errada por las siguientes razones.

La primera porque induce a calcular un valor del CASE
sobrevaluado para quienes tienen el recargo FOSE, ya que contendría un valor ascendiente a 0,05 S/./kW-mes, por lo que el IGV que se dejará de facturar será mayor al que corresponde, además que al imprimir el valor del CASE
en los recibos o facturas, se percibirá una recaudación por CASE mayor a la correcta o debida; y la segunda porque se estaría quitando a la recaudación por FOSE la parte relacionada al CASE, vale decir la diferencia entre 1,53 y 1,48, que asciende a 0,05 S/./kW-mes, iría en perjuicio de los recursos destinados a subvencionar a los clientes con consumos menores a 100 kWh-mes;

2.2.2. Análisis de Osinergmin Que, el Artículo 2.2, numeral iii inciso c), de la Ley Nº 29970 - Ley que Afianza la Seguridad Energética y promueve el Desarrollo del Polo Petroquímico en el Sur del País (Ley LASE), señala que los Ingresos Garantizados Anuales de los proyectos de suministro de gas natural para el afianzamiento de la seguridad energética son cubiertos mediante los ingresos provenientes del cargo adicional al peaje del Sistema Principal de Transmisión, denominado "Cargo por Afianzamiento de la Seguridad Energética" (CASE);

Que, sobre esa premisa, se concluye que el cargo CASE es un cargo adicional al peaje del SPT, el cual, de conformidad con el Artículo 63º del Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas, forma parte de la tarifa máxima aplicable a los Usuarios Regulados. Esto ha sido materializado en el apartado A.3 de la Resolución 074, donde se ha valorizado al CASE como un cargo del SPT, y, consecuentemente, en aplicación de la norma "Opciones Tarifarias y Condiciones de Aplicación de las Tarifas a Usuario Final", aprobada con Resolución Nº 206-2013-OS/CD, este cargo resulta ser un componente del cargo por energía y del cargo por potencia, de acuerdo con las características y clasificación de los Usuarios, según corresponda;

Que, teniendo en cuenta lo dispuesto en el Artículo 2º de la Ley Nº 27510, Ley que crea el Fondo de la Compensación Social Eléctrica (FOSE), el FOSE se financiará mediante un recargo en la facturación en los 590133 NORMAS LEGALES
Lunes 20 de junio de 2016
El Peruano / cargos tarifarios de potencia, energía y cargo fijo mensual de los usuarios de servicio público de electricidad de los sistemas interconectados no comprendidos en el Artículo 1 de esta Ley, es decir, cuyos consumos mensuales sean menores a 100 kilovatios hora por mes comprendidos dentro de la opción tarifaria BT5, residencial;

Que, en ese sentido, dado que el FOSE se aplica a los cargos por energía y potencia y que el CASE forma parte de dichos cargos, en consecuencia, corresponde que el FOSE se aplique al cargo CASE;

Que, conforme se ha indicado precedentemente, al ser el Cargo CASE, un componente del cargo por energía y del cargo por potencia, según las opciones tarifarias que correspondan, la alternativa mostrada en el Anexo Nº 8
no induce a calcular un CASE sobrevaluado, dado que en cumplimiento a lo establecido por el Artículo 1º de la Ley FOSE, se efectúan descuentos a las tarifas de los usuarios residenciales cuyos consumos mensuales son de hasta 100 kW.h; asimismo, en cumplimiento a lo establecido por el Artículo 2º de la citada Ley FOSE, corresponde efectuar recargos en la facturación de los cargos tarifarios de energía, potencia y cargo fijo de los usuarios que no están comprendidos dentro del Artículo 1º de la mencionada ley.

En este sentido, la alternativa mostrada en el Anexo Nº 8
da cumplimiento a la Ley FOSE, pues considera en los cargos tarifarios de todas las opciones tarifarias, según corresponda, descuentos y recargos. Por lo que, no se percibirá una recaudación mayor o menor del CASE y del FOSE, toda vez que lo recaudado por el CASE reducido o aumentado, según la aplicación del FOSE, equivaldrá al monto establecido por Osinergmin como necesario para cumplir con los pagos indicados en las normas citadas precedentemente;

Que, en la alternativa brindada en el Anexo 8 no existen los errores que alega la recurrente, puesto que dicha alternativa se ha elaborado en cumplimiento de las normas antes citadas, en específico, las leyes LASE y
FOSE;

Que, cabe señalar que lo manifestado en los párrafos precedentes constituye una alternativa posible y válida elaborada por Osinergmin, de manera tal que se da cumplimiento a lo establecido en toda la normativa citada;

Que, en cuanto a la aplicación del IGV a la parte del FOSE que se ha recargado al cargo CASE, en virtud de las leyes LASE y FOSE, no corresponde que Osinergmin se pronuncie o dicte procedimientos normando dicha aplicación, puesto que ello no es materia de su competencia;

Que, en consecuencia, este extremo del recurso de reconsideración, debe ser declarado infundado Que, finalmente, se han expedido los informes Nº 431-2016-GRT y Nº 432-2016-GRT de la División de Generación y Transmisión Eléctrica y de la Coordinación Legal de la Gerencia de Regulación de Tarifas, respectivamente, los cuales complementan la motivación que sustenta la decisión de Osinergmin, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refiere el numeral 4 del Artículo 3º, de la Ley del Procedimiento Administrativo General; y De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos y en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 042-2005-PCM; en el Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería - Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM; en la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; así como en sus normas modificatorias, y complementarias;

Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de Osinergmin en su Sesión Nº 20-2016.

SE RESUELVE:

Artículo 1º.- Declarar infundado el recurso de reconsideración interpuesto por Empresa Electro Oriente S.A. contra la Resolución Nº 074-2016-OS/CD, por las razones señaladas en el numeral 2.1.2 y 2.2.2 de la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 2º.- La presente Resolución deberá ser publicada en el diario oficial El Peruano y consignada junto con los Informes Nº 431-2016-GRT y Nº 432-2016-GRT, en la página Web de Osinergmin: www.osinergmin. gob.pe.

JESÚS TAMAYO PACHECO
Presidente del Consejo Directivo