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27 diciembre, 2018

Perú: Mercado eléctrico peruano y participación de las tecnologías con RER

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Foto fuente: Deloitte Juan Antonio Carrasco – Ibérico

 

Por Úrsula Ferrari

 

Este capítulo pertenece al artículo: “PROBLEMÁTICA DEL USO EFICIENTE DE LOS RECURSOS ENERGÉTICOS DEL PERÚ Y LAS IMPERFECCIONES DEL MERCADO ELÉCTRICO FRENTE A LA PRESENCIA DE LAS TECNOLOGÍAS CON RECURSOS ENERGÉTICOS RENOVABLES – RER AL AÑO 2018”.

Se divide en tres capítulos, el primero revisa los antecedentes las consideraciones técnicas de las tecnologías con RER eólicas y fotovoltaicas; el segundo trata sobre el mercado eléctrico peruano y la participación de las tecnologías con RER; y, por último, el tercer revisa el marco regulatorio, la libre competencia y la política energética peruana

 

INTRODUCCIÓN

 

Hasta el 2017, el Perú poseía una matriz energética de generación eléctrica con participación hidro de alrededor del 40%, gas al 35%, diésel al 21%, renovables a menos del 3% y carbón al 1%. Un mercado eléctrico muy competitivo a nivel de generación y con participación más activa de los grandes usuarios libres en el mercado, lo que desata una reñida guerra de precios y una normativa relacionada a impulso de políticas de energías renovables de baja penetración.

 

El país cuenta con amplios y diversificados recursos energéticos para producción eléctrica no aprovechados de forma óptima: cuatro subastas RER y un balance positivo de cumplimiento de los proyectos eólicos y fotovoltaicos; récord de precios de proyectos eólicos en 36 USD/MWh y fotovoltaicos 46 USD/MWh en la cuarta y última subasta RER de 2015 frente a los precios de 55 USD/MWh de los proyectos hidroeléctricos; y precios internacionales de 50 USD/MWh de proyectos de gas natural; sin embargo, la estructura del mercado eléctrico peruano impide que el beneficio directo de las eficiencias económicas de las energías renovables llegue como una ventaja y ahorro económico a la población peruana. Todo lo contrario, esta población se ve perjudicada con cada cargo asignado a la tarifa eléctrica por circunstancias coyunturales dentro del mercado y cuyo mayor impacto fue generado por un costo marginal que estuvo intervenido hasta finales de 2017. La intervención de este costo marginal abrió la oportunidad para que grandes clientes libres puedan negociar sus contratos de suministro eléctrico siendo los verdaderos beneficiados de esta situación. Mientras el Ejecutivo y bajo el argumento de una supuesta sobrecapacidad de generación y por su insistencia en el desarrollo del Gaseoducto Sur, había dejado sin efecto la política de estímulo a las energías renovables planteada en el Decreto Legislativo N° 1002, “Ley de Promoción para Generación de Electricidad con el Uso de Energías Renovables” hasta fines de 2018. Sin embargo, y gracias al intenso trabajo de diversos colectivos renovables, de investigación y de participación ciudadana, el MEM tiene en proceso, al cierre de esta publicación, un Decreto Supremo para liberalizar la barrera de acceso a la generación eólica y fotovoltaica.

 

En junio de 2017 y en julio de 2016, el Estado peruano ratificó su compromiso con el Acuerdo de París, firmado en diciembre de 2015, en donde se comprometía a reducir en 30% sus emisiones de gases de efecto invernadero hasta el año 2030 y fortalecer sus políticas de adaptación a los impactos del cambio climático. Con buena voluntad por el compromiso, pero sin tener claro el panorama de cómo cumplirlo, el Perú asumió un gran reto a futuro.

 

CAPÍTULO II

MERCADO ELÉCTRICO PERUANO Y PARTICIPACIÓN DE LAS TECNOLOGÍAS CON RER

 

1. SITUACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN) A 2017

 

El Comité de Operación Económica del Sistema (COES) es el Organismo privado responsable de la operación, evaluación y planificación del SEIN y es el administrador del mercado eléctrico de corto plazo o mercado spot. El COES está conformado por todas las empresas eléctricas públicas y privadas en los tres segmentos productivos del mercado eléctrico: generación, transmisión y distribución. El COES determina la capacidad máxima de generación con RER por zonas (barra de transmisión) del SEIN.

 

El COES realiza el despacho económico de generación recibiendo la oferta de disponibilidad de cada empresa que lo conforma y del grupo de centrales que forma parte del SEIN. Entre los principales indicadores eléctricos de la operación del SEIN se tiene:

 

DEMANDA ELÉCTRICA NACIONAL

 

La Máxima demanda aproximada del 2016 fue 6470 MW a las 19:15 horas en diciembre. La Máxima demanda aproximada del 2017 fue 6670 MW a las 16:30 horas en enero. La evolución de la máxima demanda en el SEIN por años hasta el 2017 se muestra en el Gráfico N° 5.

 

Gráfico N° 5: Evolución de la máxima demanda del SEIN

 

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Fuente: Estadística Anual 2017 del Comité de Operación Económica del Sistema COES

 

– CAPACIDAD EFECTIVA DE POTENCIA 2017

 

En datos generales, La Capacidad efectiva de potencia (o Capacidad de Generación) al 2017 aproximada y según Estadísticas COES es 12000 MW. La Capacidad efectiva de Generación de Reserva Fría (Diesel): 2430 MW. El Porcentaje disponible de Reserva Rotante: 34%. El Porcentaje disponible de reserva fría a diésel: 20.3%. La participación del recurso energético según tipo de generación del SEIN a 2017 Se muestra en el Gráfico N° 6.

 

Gráfico N° 6: Porcentaje de participación por tipo de generación al año 2017

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Fuente: Elaboración propia con datos de la Estadística Anual 2017 del Comité de Operación Económica del Sistema COES

 

-OFERTA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA 2017

 

El porcentaje de participación Hidroeléctrica en la oferta de generación aproximadamente fue 40.3%, el Gas 34.3%, el diésel 20.3%, los RER 2.8% y el carbón 1.2% otras tecnologías participan con 1%.

 

– SITUACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO PERUANO A 2017

 

El suministro eléctrico es un servicio público y una necesidad primaria para el desarrollo de las poblaciones y para las industrias de un país. Es fundamental para el desarrollo económico de todos los sectores productivos de bienes y servicios.

 

En el Perú el Subsector Eléctrico ha tenido una intensa evolución. Sus inicios empezaron en el Siglo XIX con una primera pequeña hidroeléctrica en Huaraz el primer alumbrado público del Cercado de Lima y su constante desarrollo ha permitido de manera sostenida el desarrollo del país. [9]

 

La primera gran estructuración del Mercado eléctrico peruano se dio en el año 1992 con la liberación del Sector, la desintegración vertical de la cadena de valor del negocio, la promoción de inversión privada y una estructura basada en señales de precios de mercado para incentivar la competencia. Una línea de tiempo de los principales acontecimientos del Sector eléctrico se muestra en el Gráfico N° 7.

 

Gráfico N° 7: Línea de Tiempo de hechos importantes en el Sector Eléctrico

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Fuente: Osinergmin – La Industria de la Electricidad en el Perú

 

La estructura de mercado y su regulación obedece a un equilibrio sostenido entre eficiencia y seguridad del suministro. El mercado eléctrico y sus lineamientos quedaron establecidos con la Ley de Concesiones Eléctricas LCE. Con la LCE se creó el Osinergmin como organismo regulador independiente y autónomo del mercado eléctrico. El Ministerio de Energía y Minas – MEM – establece las políticas que rigen al Sector y el COES, de gestión privada y conformado por todas las empresas eléctricas que transan en el mercado, opera y planifica el Sistema.

 

En el Gráfico N° 8 se muestra a los diferentes actores del mercado, sus respectivas funciones y sus interacciones entre sí. Entre ellos resalta la participación del MEF a través de Proinversion para la promoción de gran infraestructura eléctrica, el OEFA supervisor de las actividades y su impacto en el medio ambiente y el Indecopi quién vela por la libre competencia en el mercado.

 

Gráfico N° 8: Actores del mercado eléctrico peruano

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Fuente: Osinergmin – La Industria de la Electricidad en el Perú

 

2. MERCADO ELÉCTRICO – CARACTERÍSTICAS GENERALES

 

En el mercado eléctrico se realiza las compras y ventas de energía de los generadores y los servicios complementarios al suministro de electricidad. Esto se da en dos submercados: el mercado spot o de corto plazo y el mercado libre de contratos. El mercado spot es gestionado y administrado por el COES y el precio de la energía viene dado por el costo marginal – CMg – que es el costo variable de la última unidad de generación en el despacho. Mientras el mercado libre de contratos es gestionado entre generadores y/o distribuidores con privados (usuarios libres) con la supervisión del Osinergmin. Los precios de este mercado son de libre negociación.

 

El Gráfico N° 9 muestra la interacción entre actores en el mercado eléctrico, sus alcances y limitaciones.

 

Gráfico N° 9: Actores del mercado spot y de contratos

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Fuente: Electroperú – Osinergmin

 

2.1 EL MERCADO SPOT O DE CORTO PLAZO Y EL COSTO MARGINAL IDEALIZADO

 

En el mercado spot, la energía que entrega o retira una central es valorizada mensualmente a CMg que corresponde al mayor Costo variable – CV – de las centrales térmicas que están operando. La energía y el CMg se miden cada 15 minutos durante el mes.

 

En el mercado spot también se valoriza servicios complementarios como la capacidad de potencia, la regulación secundaria y otras valorizaciones como la operación de centrales para regulación de voltaje, por congestiones o por pruebas aleatorias para verificación de su disponibilidad al despacho.

 

La estructura del mercado eléctrico con la Ley N° 28832 (LCE) determina que sólo los generadores pueden comercializar en el mercado spot para que toda la demanda estuviese respaldada por Potencia Firme y Energía Firme. Así se buscaba promover inversión en capacidad de generación eléctrica y de allí la definición de Potencia Firme sirva como mecanismo para generar el margen de reserva suficiente para operar con confiabilidad a los usuarios con contratos de suministro.

 

– COSTO MARGINAL IDEALIZADO

 

El costo marginal idealizado fue una medida de mitigación de mercado que tuvo su origen en la congestión del gaseoducto de Camisea que abastecía al principal polo energético de Chilca en el año 2008. Los costos marginales previos se habían disparado a precios de generación con diésel por el desabastecimiento de gas de estas centrales que conformaban, para ese año, alrededor del 30% de la producción total. [13]

 

Los altos costos marginales generaron a una serie de problemas en el mercado como el de las distribuidoras sin contrato. Las generadoras eléctricas, frente a estos altos costos marginales, preferían vender su energía al mercado spot y no abastecer al precio regulado a las distribuidoras. Entre las varias imperfecciones que se presentaron en el mercado eléctrico hasta ese año, ésta fue la más crítica. Por esta razón se decretó la Duodécima Disposición Complementaria Final de la Ley N° 28832 que congelaba los costos marginales de electricidad a una situación previa a la congestión del gasoducto y establece el mecanismo para recuperar los costos adicionales por la producción de electricidad con combustible alternativo.

 

Esta disposición fue prorrogada hasta fines del 2017 a través de la ampliación del periodo de vigencia del Decreto de Urgencia DU-049-2008 que era inicialmente hasta diciembre de 2011, para mantener este costo marginal intervenido el mayor tiempo posible. Está situación degeneró en una “guerra de precios”, una batalla de comercialización muy dura entre generadoras en el mercado de contratos para captar más clientes usuarios libres ofreciendo cada vez menores precios de libre contrato, estimulándolos a rescindir sus contratos de suministro de mediano o largo plazo con su generadora suministradora.

 

Esta situación puso en desventaja comercial a las generadoras pequeñas y en cambio, los grandes usuarios libres, al tener posición de poder, veían incrementados sus excedentes del consumidor a costa de ellas.

 

2.2 SERVICIOS COMPLEMENTARIOS: CAPACIDAD DE POTENCIA, REGULACIÓN PRIMARIA, REGULACIÓN SECUNDARIA Y RESERVA FRÍA

 

La capacidad de potencia es el servicio remunerado a las centrales convencionales que pueden garantizar el respaldo de seguridad en la operación ante variaciones súbitas y considerables de demanda por su propio crecimiento o por pérdida de generación. La capacidad de potencia remunerada depende del valor de la Potencia Firme del generador y la LCE propone una metodología de cálculo para las hidroeléctricas y térmicas. Sin embargo, actualmente, la definición de Potencia Firme es ambigua para los fines creados.

 

Según el Osinergmin: “Hoy en día la concepción de Potencia Firme sirve solo para repartir entre los generadores la bolsa de dinero recaudado de los usuarios de electricidad mediante el denominado Precio Básico de Potencia que fija el Osinergmin”. [11]

 

El Osinergmin menciona que el COES no puede verificar adecuadamente las transacciones de Potencia Firme y Energía Firme dentro del margen de la Ley. Su función se ha limitado a calcular los balances de energía cada año.
Actualmente la remuneración por potencia no es suficiente para garantizar la recuperación de inversión en infraestructura eléctrica para contar con los márgenes de reserva necesarios que sirvan de respaldo en la operación en tiempo real. Esta deficiencia debe corregirse. La necesidad de robustecer el mercado de servicios complementarios debe darse de la mano con la planificación de la matriz energética de mediano y largo plazo.

 

– RESERVA FRÍA

 

Es la capacidad de reserva de generación que puede conectarse (entrar en operación) ante una contingencia en el sistema por pérdida de unidades importantes de generación en tiempo real. Este servicio es parcialmente remunerado a través de la remuneración por potencia.

 

El Estado peruano, ante la crisis del año 2008 por el déficit de oferta de generación, inició un esquema de subastas para garantizar reserva fría con diésel al SEIN. De las subastas se adjudicaron las centrales de reserva fría CT Talara y la CT Eten en el área operativa norte, y las CT Ilo y CT Puerto Bravo del Nodo Energético del Sur para el área operativa sur, todas duales, es decir, pueden operar con diésel y gas natural.

 

Actualmente sólo la CT Talara puede generar dualmente, mientras el resto no tienen aún disponibilidad de gas y generan sólo con diésel. Debido al alto costo que esto significa, son convocadas sólo en casos de contingencia en el SEIN, es decir, ante una situación inminente de pérdida de generación, indisponibilidad del gaseoducto de Camisea o de una línea de transmisión exportadora importante y ante la presencia de déficit de generación local en el SEIN o en alguna de sus áreas operativas para atender a la demanda. Por lo tanto, su presencia tiene fines exclusivos de seguridad en la operación y no participan del despacho en situaciones normales de generación. En el Gráfico N° 10 se tiene parte de la relación de los costos variables de las unidades térmicas disponibles del SEIN destacando los valores de las unidades de reserva fría en operación con diésel (D2) cuyos costos variables varían desde los 180 USD/GWh (0.58698 ctv de sol/kWh central PTO_BRVO TG4 – D2) hasta los 220 USD/GWh (0.71393 ctv de sol/kWh central RF ETEN TG1 – D2).

 

Estas centrales reciben pagos exclusivos a través del Cargo unitario por Generación Adicional (RF Emergencia), el Cargo unitario por Seguridad de Suministro CUCSS (RF) y el Cargo Unitario por Compensación CASE (Nodo Energético Sur) que garantizan la recuperación y rentabilidad de la infraestructura y de la central completa. Sin embargo, las empresas propietarias de estas centrales han utilizado la potencia declarada de ellas como Potencia Firme disponible para adjudicarse contratos con usuarios libres a pesar de que su finalidad es seguridad energética y que se les paga de forma exclusiva a través de la tarifa eléctrica.

 

Gráfico N° 10: Costos variables de las Centrales Térmicas del SEIN de la semana 22 de 2018

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Fuente: COES Programa de Operación Diaria del 26 de mayo de 2018.

 

2.3 EL MERCADO LIBRE DE CONTRATOS

 

El mercado libre de contratos se transan dos productos: la capacidad de potencia y la energía asociada a esa potencia, en función de las definiciones de Potencia Firme y Energía Firme. El precio es de libre negociación y sólo pueden participar como suministradores una generadora con Potencia Firme asignada o una distribuidora que compra esta Potencia Firme a una generadora, y como clientes los usuarios libres, aquellas industrias cuya demanda es mayor a 0.2 MW.

 

Aquí radica la rentabilidad de las generadoras del mercado mayorista: en la venta de potencia y energía asociada a esta potencia, a precios libres, superiores al costo marginal o precio spot. Por esta razón, el incentivo de manejar un costo marginal idealizado lo más bajo posible y contratos libres con precios altos y de mediano o largo plazo era su foco comercial.

 

El tener precios spot muy por debajo de lo que le permitiría a un inversor eléctrico de generación recuperar sus costos hundidos y tener una rentabilidad, obligaba al mercado al uso indiscriminado de subastas de generación para contar con la suficiente oferta en el Sistema. Estas subastas garantizan la recuperación de los costos de estos inversores a través de cargos a la tarifa en los peajes de transmisión que la encarecen a los usuarios finales. Mientras el excedente del productor del mercado mayorista crecía en función a la manipulación de un costo marginal idealizado y sus contratos de libre mercado y prácticamente sin excedentes del consumidor para los usuarios regulados finales con cada cargo adicional y con cada nueva subasta de generación.

 

Incluso con generación hoy más eficiente en costos como la generación con RER eólica y fotovoltaica, los consumidores finales no pueden beneficiarse de estas eficiencias por el impedimento a las generadoras con RER de participar en el mercado mayorista de electricidad. Tampoco los consumidores libres pueden beneficiarse al no poder realizar contratos privados con los generadores RER eólicos y fotovoltaicos (los más baratos del mercado) por la asignación de Potencia Firme cero dada por el COES.

 

Los generadores RER encuentran aquí una barrera dura de entrada a un mercado inadecuadamente planificado y demasiado manipulado por actores con posición de poder.

 

2.4 LAS TARIFAS ELÉCTRICAS Y CARGOS ADICIONADOS A LA TARIFA ELÉCTRICAS

 

Las tarifas eléctricas a los usuarios regulados las fija el Osinergmin a través de modelos económicos que simulan la gestión de una empresa eficiente. Estas tarifas se han visto impactadas con diferentes cargos agregados a ella a lo largo del tiempo. Cargos que incluso no están relacionados con el mercado eléctrico y su desarrollo con el cargo FISE.

 

Gráfico N° 11: Esquema de precios mercado eléctrico

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Fuente: Osinergmin

 

 Cargo unitario por Generación Adicional (RF Emergencia)
 Cargo unitario por Seguridad de Suministro CUCSS (RF)
 Cargo Unitario por Costos Variables Adicionales respecto del Costo Marginal
 Cargo Unitario por Costos Variables Adicionales por Retiros sin Contrato
 Cargo Unitario por Prima de Generación con Recursos Energéticos Renovables
 Cargo Unitario por Compensación FISE (masificación uso de GN, acceso al GLP de los sectores vulnerables tanto urbanos como rurales, desarrollo de nuevos suministros)
 Cargo Unitario por Compensación CASE (Nodo Energético Sur).

 

2.5 MECANISMO DE RECUPERACIÓN A TRAVÉS DE LAS PRIMAS RER

 

La energía de la generación con RER se valoriza en el mercado spot a costo marginal – CMg. Cuando el CMg está por debajo o por encima del precio adjudicado en subasta, el mecanismo de recuperación de las diferencias de estos dos se realiza a través de las primar RER que se anexan como cargos a la tarifa eléctrica.

 

Gráfico N° 12 esquema de recuperación de prima RER

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Fuente: Osinergmin “El Sector Energético y los Recursos Renovables”

 

Con el CMg idealizado y controlado para mantenerlo por debajo del precio libre de los contratos privados de las generadoras, los precios de las centrales con RER no eran recuperados a través del mercado spot y se sumaban como importantes primas a la tarifa final. Por lo tanto, los costos de la generación con RER, a pesar de sus eficiencias económicas, con el costo marginal intervenido, se convertía en una carga más para los usuarios finales.

 

BIBLIOGRAFÍA

 

[1] Memoria Anual COES SINAC, 2016 y 2017
[2] Estadísticas de Operaciones COES SINAC, 2016 y 2017
[3] Decreto Legislativo 1002 “Ley de Promoción para Generación de Electricidad con el Uso de Energías Renovables”
[4] DS N° 050-2008-EM: Primera reglamentación RER
[5] DS N° 012-2011-EM: Segunda reglamentación RER
[6] Deloitte “Estudio Macroeconómico del Impacto del Sector Eólico en España” para Asociación Empresarial Eólica, septiembre 2011.
[7] Ávila, H. Rudnik, “Integración de la Energía Eólica a Gran Escala en los Sistemas Interconectados”, Pontificia Universidad Católica de Chile, mayo 2010.
[8] J. Giménez, J. Gómez, “Generación Eólica empleando distintos tipos de generadores considerando su impacto en el Sistema de Potencia”, julio 2011.
[9] Osinergmin “La Industria de la Electricidad en el Perú: 25 años de aportes al crecimiento económico del país”, 2016.
[10] Osinergmin “El Sector Energético y los Recursos Renovables”, abril 2016
[11] Osinergmin “Problemática de la Suficiencia y Adecuación de la Generación” Propuesta de Solución, febrero 2015.
[12] Procedimientos Técnicos COES N° 21 “Reserva Rotante para Regulación Primaria de Frecuencia” y 22 “Reserva Rotante para Regulación Secundaria de Frecuencia”.

 

Úrsula Ferrari es ingeniera electricista de la UNI, PMP, Maestra en Dirección de Proyectos. Actualmente se desempeña como Responsable de Desarrollo de Negocios en Grenergy Renovables.

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