Artículos Técnicos

¿Potencia firme para las renovables? ¿que opina?

Escrito por: Mayra Aguirre Ramirez, de Prometheo-Portal Jurídico.

Desde hace ya un tiempo se viene discutiendo arduamente respecto al reconocimiento de potencia firme para los generadores renovables que cuentan con centrales eólicas y fotovoltaicas. Existe una polarización en cuanto al tema, ya que muchos actores del mercado señalan que la potencia firme permite garantizar la seguridad del sistema al generar un margen de reserva de capacidad. En ese sentido, estos agentes consideran que aquellas centrales que son intermitentes no pueden recibir un pago por potencia firme dado que no pueden asegurar capacidad para el sistema. En el otro lado, están quienes defienden la necesidad de reconocimiento de potencia firme ya que esto permitirá a generadores eólicos y fotovoltaicos ingresar al mercado eléctrico bajo las mismas condiciones que cualquier generador, para lo cual es indispensable el reconocimiento de la potencia firme.

Fuente: Enel Green Power Perú

A efectos de poder entender esta discusión, es necesario explicar primero de qué se trata la potencia firme y por qué esta es importante para los generadores. Bajo los alcances del marco regulatorio aplicable, se ha regulado la potencia instalada, potencia firme y potencia efectiva, según explicaré a continuación[1]:

  • Potencia Instalada: Si bien no tiene una definición establecida a nivel normativo, el término potencia instalada se utiliza para señalar la capacidad nominal de una central de generación.
  • Potencia Efectiva: Bajo los alcances del Glosario de Abreviaturas y Términos de los Procedimientos Técnicos del COES (“Glosario de Términos”), se ha definido este término de la siguiente manera: “valor de la Potencia aprobado por el COES, resultante de los ensayos de potencia efectiva determinados de acuerdo a los Procedimientos Técnicos No. 17 y 18. En estricto, la potencia efectiva se refiere al rendimiento real de una central de generación, calculado en función a los ensayos de potencia a cargo del COES. El criterio de potencia efectiva se utiliza para determinar la entrega física de potencia al sistema.
  • Potencia Firme: De acuerdo con el Glosario de Términos, la potencia firme se define como la “potencia que puede suministrar cada unidad generadora con alta seguridad de acuerdo a lo que defina el Reglamento”. En ese sentido, la potencia firme podría considerarse como la potencia efectiva que se encuentra disponible en cualquier momento. Cabe indicar que el criterio de potencia firme se emplea en el mercado eléctrico peruano para determinar el pago por potencia. En estricto es un término que se relaciona con los aspectos económicos y remunerativos derivados de la entrega de potencia en condiciones de seguridad. Asimismo, también se usa la potencia firme como criterio para determinar la cantidad de potencia que los generadores pueden vender a terceros.

Por tanto, de manera general, la potencia es la capacidad de producción de una unidad de generación mientras que la potencia firme ha sido fijada para efectos remunerativos y se refiere a la potencia que una central puede suministrar con alta seguridad. En ese sentido, la potencia firme permite generar señales referidas a la disponibilidad de generación en el sistema. Esto es necesario, toda vez que el Comité de Operación Económica del Sistema – COES como operador del sistema, sólo puede establecer las condiciones de despacho, pero no puede establecer o determinar como varía la demanda. En estricto, los clientes contratan una cantidad determinada de potencia y energía con un suministrador y retiran según sus necesidades. Por tanto, es necesario contar con la disponibilidad de generación suficiente que permita garantizar la adecuada atención de la demanda de energía[2].

Así, de manera mensual, se determina la potencia firme de todo el parque generador a fin de otorgar una remuneración por capacidad de producción en condiciones de seguridad. Dicho procedimiento de cálculo se encuentra desarrollado en el artículo 110 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobada mediante Decreto Supremo N° 9-93-EM (“RLCE”), el cual desarrolla los criterios que deben aplicarse según el tipo de tecnología de cada central.

De acuerdo con el referido artículo, el cálculo de potencia firme se efectúa teniendo en cuenta la disponibilidad que pueda brindar la referida tecnología al sistema. Ello implica que la potencia firme no guarda una estricta relación con la capacidad de producción real de una planta de generación. En estricto, la potencia firme es un pago por la disponibilidad que pueden otorgar las centrales de generación al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional – SEIN.

Considerando lo anterior, el mercado eléctrico peruano se ha ordenado de manera tal que la producción de un generador sólo puede ser vendida a sus clientes a través de un contrato de suministro de energía o también denominado “Power Purchase Agreement – PPA”. Ello debido a que el artículo 3 de la Ley 28832, Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica (“LDEG”), establece que un generador no podrá contratar por encima de la potencia firme que tiene su central[3]. Por tanto, sin potencia firme no es posible firmar un PPA o contrato de suministro eléctrico.

Esta organización del sistema genera un problema para los generadores eólicos y fotovoltaicos quienes a la fecha no tienen un reconocimiento de potencia firme. En efecto, el texto actual del artículo 110 del RLCE dispone que el cálculo de la potencia firme para centrales eólicas y fotovoltaicas se deberá efectuar según el procedimiento técnico que apruebe el COES. Sin embargo, a la fecha aún no se cuenta con un procedimiento aprobado, por lo que se viene considerando que la potencia firme de estos generadores es cero (0). Cabe indicar que dicha disposición fue incluida por el Decreto Supremo N° 24-2013-EM, el cual aprobó una serie de modificaciones y medidas aplicables para los generadores con energías renovables (“RER”). Antes de dicha modificación, el artículo 110 del RLCE establecía expresamente que la potencia firme de los generadores eólicos y fotovoltaicos era cero (0).

La situación descrita genera una restricción regulatoria a los generadores eólicos y fotovoltaicos para participar en el mercado de venta de energía a clientes, puesto que sin potencia firme no pueden suscribir un PPA con clientes ya que no cuentan con potencia que respalde la venta de energía a clientes. Ante dicho escenario, cabe preguntarse cuál es el objetivo de mantener tal restricción.

El argumento empleado desde la incorporación de energías renovables no convencionales en el mercado peruano a fin de no reconocerles potencia firme ha sido la incapacidad que tienen los recursos eólicos y fotovoltaicos para poder garantizar su disponibilidad en el sistema. En estricto, dado que se trata de un recurso intermitente, se ha establecido en muchas ocasiones que el grado de control de la capacidad de generación que tienen estos generadores es nulo por lo que no deben recibir un pago por potencia[4]. Dicha línea de análisis se sigue manteniendo, lo cual ha generado que hasta la fecha se mantenga la misma restricción para asignar potencia firme para eólicos y fotovoltaicos.

Si bien el Ministerio de Energía y Minas, mediante la Resolución Ministerial N° 455-2018-EM aprobó la publicación de un proyecto de norma para modificar el artículo 110 del RLCE, estableciendo un procedimiento de cálculo para determinar la potencia firme de generadores RER eólicos y fotovoltaicos, a la fecha dicho proyecto sigue en análisis. La exposición de motivos del proyecto de modificación normativo propuesto por el MINEM establece que sí es posible asignar potencia firme a generadores eólicos y fotovoltaicos puesto que estos generadores, aunque en menor medida, tienen la posibilidad de garantizar disponibilidad. En ese sentido, el procedimiento de cálculo propuesto por el MINEM considera la potencia media como elemento para poder definir la potencia firme para este tipo de tecnologías.

Por otro lado, en el año 2018, Osinergmin solicitó al COES la modificación del Procedimiento Técnico N° PR-26: Cálculo de la Potencia Firme, a efectos de incluir un procedimiento de cálculo de potencia firme para los RER fotovoltaicos y eólicos. El procedimiento de cálculo propuesto por Osinergmin consideraba un escenario en horas de punta, lo cual implica que el cálculo de potencia firme excluye a los generadores fotovoltaicos. Ello debido a que las horas de punta en el SEIN discurren entre las 5pm hasta las 11pm, horas en las cuales la radiación solar se reduce a cero[5]. Sin embargo, esta modificación tampoco ha sido aprobada hasta la fecha, pese a que se encuentra en la etapa final del procedimiento de aprobación. Por tanto, a la fecha, continúa aplicándose la potencia firme cero (0) para los generadores eólicos y fotovoltaicos, ya que ambas modificaciones normativas no han prosperado.

Considerando esto, resulta evidente que toda central eléctrica tiene una capacidad de producción, que podrá variar según el tipo de tecnología de la que se trate. De hecho, la determinación de la potencia firme sigue procedimientos distintos según el tipo de tecnología que se trate. En ese sentido, no puede señalarse que una central eólica o fotovoltatica carece de capacidad ya que eso sería incorrecto, por lo que es válido el reconocimiento de potencia a estos generadores. Sin embargo, la potencia firme no es el simple reconocimiento de potencia, sino que es la manera de remunerar al generador por dar seguridad al sistema. Ello implica que el reconocimiento de un pago por potencia requiere de una evaluación a fondo a fin de determinar la mejor manera de que se otorgue tal reconocimiento de potencia firme.

Si bien el debate se ha centrado en la asignación de potencia firme a centrales eólicas y fotovoltaicas, debe considerarse que el reconocimiento de potencia no es el único problema que enfrenta el mercado RER. Existe toda una problemática detrás de la generación de centrales con producción intermitente vinculada a los costos que pueden derivarse para hacer posible que el despacho eficiente funcione adecuadamente[6].

Los generadores eólicos y fotovoltaicos requieren de potencia firme para poder participar en el mercado. Sin embargo, la discusión debe escalar a fin de definir cuáles son las modificaciones necesarias en el marco regulatorio del mercado eléctrico, más allá de la casi eterna discusión sobre la potencia firme, a fin de permitir integrar adecuadamente a las energías renovables en la matriz energética, pese a sus limitaciones para el sistema.

Referencias

  1. DAMMERT LIRA, Alfredo; MOLINELLI ARISTONDO, Fiorella; CARBAJAL NAVARRO, Max. Fundamentos Técnicos y Económicos del Sector Eléctrico Peruano. OSINERGMIN. Lima. 2011. p., 145.
  2. DAMMERT LIRA, Alfredo; GARCÍA CARPIO, Raúl; MOLINELLI ARISTONDO, Fiorella. Regulación y Supervisión del Sector Eléctrico. Fondo Editorial de la Pontificia Universidad Católica del Perú. Lima. 2013. p., 97.
  3. LDEG – Artículo 3.- De los contratos 3.1 Ningún generador podrá contratar con Usuarios Libres y Distribuidores más potencia y energía firme que las propias y las que tenga contratadas con terceros.  3.2 Las ventas de electricidad de Generador a Distribuidor, destinadas al Servicio Público de Electricidad, se efectúan mediante: a) Contratos sin Licitación, cuyos precios no podrán ser superiores a los Precios en Barra a que se refiere el artículo 47 de la Ley de Concesiones Eléctricas; b) Contratos resultantes de Licitaciones.”
  4. Cfr. Anexo N° 2 de la Carta COES/D-1990-2009 del 4 de diciembre de 2019, mediante la cual, el COES remite a Osinergmin el Informe Técnico que sustenta sus propuestas de reforma a los procedimientos técnicos del COES como consecuencia de la incorporación de generación RER en el mercado eléctrico peruano.
  5. La información del procedimiento de aprobación de la modificación propuesta al Procedimiento Técnico N° PR-26 se encuentra en el siguiente enlace: http://www.osinergmin.gob.pe/seccion/institucional/regulacion-tarifaria/procesos-regulatorios/electricidad/aprobacion-procedimientos-coes/2018/modificacion-procedimiento-coes-26
  6. JOSKOW, Paul. Comparing the Costs of Intermittent and Dispatchable Generating Technologies. CEEPR Working Paper, (revised February 2011).  A short version appears in the American Economic Review Papers and Proceedings 2011, 101(3):238-241, May 2011

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