Después de largos años en los cuales el sector de energías renovables solicitaba el reconocimiento de potencia firme para las tecnologías eólica y solar, por fin, se vio la luz al final del túnel para las eólicas mas no para la tecnología solar. En efecto, el 31 de agosto del 2019 se publicó en el Diario Oficial El Peruano la Resolución Nro. 144-2019 del Consejo Directivo del Osinergmin que modifica el Procedimiento Técnico COES PR26 “Cálculo de la potencia firme”, cuya última modificación del año 2004 disponía que las tecnologías eólica y solar tenían potencia firme igual a cero.

Sin lugar a duda esta nueva norma demuestra un avance hacia la promoción equitativa y sin subsidios de las energías renovables en el Perú igualando las condiciones de mercado con otras tecnologías. Por ello, es importante reconocer este mérito al regulador Osinergmin y su consejo directivo. Si bien es cierto, que aún existen reformas de fondo a realizar con la finalidad de equilibrar las condiciones de mercado, en este articulo quisiera resaltar la importancia de este cambio para las RER y plantear algún cambio adicional de la normativa que permitirá que la energía solar también pueda comercializarse aprovechando sus bajos costos en beneficio de los clientes regulados y libres. Los clientes exigen cada ves más energía renovable acreditable en los mercados donde se venden nuestros productos, especialmente si queremos entrar a la OECD.

Un elemento a destacar en el mercado peruano es que a pesar de estar actualmente con sobreoferta de generación eficiente, esta acabará el año 2022. Por ello, el mercado requerirá miles de megavatios nuevos de generación en los años subsiguientes. Las distribuidoras deberían empezar comprando energía en las subastas de largo plazo entre el año 20 y 21 para su demanda proyectada de los años 23 y 24. La cancelación o postergación sin fecha clara del gasoducto sur peruana ha cambiado totalmente las perspectivas de precios a futuro. Las subastas son organizadas por el Osinergmin y es de esperar que las grandes ganadoras en ese mercado sean las nuevas plantas renovables, mas aun en un país que requiere inversión privada y garantizar tarifas estables y bajas para la gente de a pie y la pequeña industria.

El marco normativo vigente del sector eléctrico en el Perú tiene como una de sus principales normas la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, Ley 28832. Esta norma promulgada el año 2006, cuya finalidad fue originalmente entre otras la realización de subastas de compra de electricidad como el mejor método para que los usuarios regulados se beneficien de la competencia entre los generadores y para tener precios justos de electricidad; dispone en su artículo tercero una disposición muy importante que ha sido durante varios años usada como barrera de ingreso para los proyectos RER. Dice a la letra: “Ningún generador podrá́ contratar con Usuarios Libres y Distribuidores más potencia y energía firme que las propias y las que tenga contratadas con terceros”.

Las Centrales RER variables no podían vender a estos clientes dado que la anterior versión del Procedimiento Técnico Nro. 26 (PR26) del COES (Calculo de la Potencia Firme) le asignaba a la solar, eólica y mareomotriz potencia cero sin ninguna justificación aparente que sea sostenible desde el punto de vista técnico. Esta situación era conocida por el operador, el COES, y los demás agentes pero en una inexplicable colaboración en contra de las RER se oponían en conjunto a cada intento de asignar técnicamente potencia firme (PF) a las renovables variables según procedimientos técnicos ampliamente sustentados por ingenieros peruanos y extranjeros. Incluso tratando de asemejar al procedimiento aplicado a las centrales hidroeléctricas. En el caso de las centrales hidroeléctricas la Potencia firme se calcula en base a su estadística mínima de caudales bajo las condiciones hídricas más extremas.

En los considerandos incluidos en la Resolución del Osinergmin publicada en Agosto último se puede leer y entender el arduo camino y la oposición permanente que se ha tenido que enfrentar. Lo más difícil de entender es porqué algunos agentes que se oponen a estas normas tienen desarrollos avanzados de renovables en marcha si realmente creen lo que han expresado en sus cartas de oposición. ¿Será que no desean que ingrese nueva competencia?

La pregunta que emerge naturalmente es como este nuevo procedimiento afecta las economías de los proyectos RER. Para responderlo debemos entender como plantea la norma el cálculo de potencia firme de las unidades generadoras eólicas, solares y mareomotriz. El procedimiento es muy simple: La PF se determinará considerando la producción de energía en las “horas punta” del Sistema Eléctrico las mismas que son definidas administrativamente por el Ministerio de Energía y Minas.

Para este cálculo se contabilizan los aportes de energía de la central RER en las horas punta de los últimos 36 meses y para expresar este número a unidades de potencia se divide este valor entre el total de horas punta del periodo de evaluación. Las horas punta del sistema se establecen según la Resolución Ministerial  N° 210-2017-MEM/DM del 29 de mayo del 2017. Esta dice que las horas punta del sistema de consideran al periodo horario entre las 17:00 y las 23:00 y fue firmada durante el periodo ministerial de Gonzalo Tamayo en el MINEM. Es interesante destacar que en dicha resolución se señala, ahora sabemos que erróneamente, que si bien se ha observado que la máxima demanda electrica se ha dado en “horas fuera de punta” en el verano 2017, esto lo atribuye a un “evento estacional”.

La realidad nos ha mostrado que no se trataba de un evento estacional pues durante el año 2018 también la máxima demanda eléctrica se ha dado en horas fuera de punta. Además,  la curva de demanda nacional muestra diferencias mínimas (+/- 2%) entre la máxima demanda en horas punta y en horas fuera de punta durante todos los meses del año. La misma resolución citada menciona además que ante la posibilidad que el “evento estacional” señalado aumente su frecuencia de ocurrencia, “se viene trabajando” en la mejora del marco regulatorio del sector eléctrico a la cual deberán adecuarse los integrantes del SEIN. A la fecha no conocemos el resultado de la evaluación ni ha habido cambios al respecto.

Como muestra el gráfico a continuación el aporte por fuente de recurso energético el periodo de la hora de la máxima demanda electrica del año 2018 que se dio el día 19 de diciembre a las 3pm es decir en hora fuera de punta (puntualmente a las 3:15pm)

Fuente COES/MINEM elaboración propia 2019.

 

Se puede apreciar que el aporte a la confiabilidad de las RER eólica y solar en el SEIN, en el momento de mayor demanda es considerable, a pesar de la poca potencia instalada y es muy distinto a cero tanto para la eólica como para la solar. Es claro que dado que la fijación de las horas punta es una acción administrativa que emana de una resolución del MINEM antes mencionada y que en el bloque de 5pm a 11pm existe escasa o nula presencia de generación solar, al aplicar el nuevo procedimiento a las plantas solares, estas tendrán escasa o nula potencia firme.

 

En el caso de las eólicas se realizó el cálculo utilizando para ello el despacho registrado por el COES hasta agosto del 2019, por cada una de las plantas eólicas en operación.

Se puede observar que los cálculos dan valores muy altos de Potencia Firme, incluso en algunos casos mucho mayores a su factor de planta. Esto es producto de que la generación eólica en algunas regiones del país, principalmente en Marcona se incrementa a partir de las 3pm hasta las 8pm, periodo que coincide en parte con las horas punta del sistema según la definición actual de la misma. Otra de las características importantes de la producción de energía eólica es que generalmente en la costa el viento es mayor en los meses de estiaje.Cálculos: Ing. M. Espinoza. Datos COES

Utilizando como base la correcta aplicación de la Resolución de Osinergmin que modifica el PR26 publicada podemos convertir la potencia firme de cada planta RER eólica nueva (es un calculo hipotético a una planta nueva ya que las plantas adjudicadas en la Subasta RER tienen ingresos monómicos garantizados anuales) a un ingreso en KW-mes a precio regulado de potencia que antes no tenían. Al prorratear este ingreso entre cada MWh producido para cada planta, hemos llegado a la conclusión que significaría a una mejora en los ingresos de las plantas eólicas de entre $7 y $9 por cada MWh de energía que venderán a sus posibles clientes. Esto variará según la PF de cada planta, la barra de suministro y por supuesto su curva de producción mensual.

En otras palabras, si una planta eólica con un 45% de factor de planta requería un LCOE de 35 dólares por MWh, hoy podrá comercializar su propuesta de energía a sus clientes por un aproximado de $28/Mwh aumentando significativamente su competitividad y recibiendo el ingreso por potencia. En el esquema anterior, su cliente potencial pagaba la potencia pero este ingreso no iba a la planta eólica sino algún tercero generador que podía suplir esta potencia firme.

Finalmente, y tal como lo expresa la Resolución Ministerial N° 210-2017-MEM/DM del 29 de mayo del 2017 es necesario revisar el bloque horario denominado Horas Punta. Esto con la finalidad de que incorpore la máxima demanda que se viene desplazando hacia el medio día. De esta manera la generación solar podrá ser reconocida en virtud a su aporte real a la confiabilidad del sistema a través de su potencia firme. Esto les permitirá competir por los contratos y que sus precios bajos lleguen a la gente de a pie. Las centrales de generación térmica a gas natural podrían en este nuevo escenario ensayar soluciones conjuntas con los generadores renovables, aprovechando la firmeza de su producción  como un respaldo ante el riesgo del spot pero aprovechando generación renovable muy barata.