Opinión: La Potencia Firme y el Desarrollo del Sector Eléctrico

Por: FREDY SARAVIA POICON. Consultor en Energía

En el SEIN, durante el período 2009 – 2018, la demanda de energía ha tenido un crecimiento anual de 6,1% que, con excepción del 2014, al presente se mantiene la tendencia, siempre con la expectativa de recuperar el impulso para soportar el necesario crecimiento económico. Por otro lado, el costo marginal en el 2018 tuvo un promedio de 11 US$/MWh, 12% superior al 2017, con una coyuntura de corto plazo que responde al contexto de declaración de precio del gas natural, inflexibilidades operativas, entre otros.

Para la contratación de energía en el mercado, los nuevos actores requieren conocer las expectativas de mediano plazo para las nuevas tecnologías, es decir: la oferta disponible, el ingreso de proyectos y la eficiencia en costos, para identificar oportunidades y mejorar la competitividad del mercado. Así, un estimado de la oferta al 2022 muestra que, con los proyectos en cartera (con la incertidumbre de su ejecución y puesta en servicio), la generación eficiente sólo alcanzaría para contar con una reserva de 29,7%, que, si bien no implicaría desabastecimiento, si representa un riesgo de precio en la energía.

Ante este escenario, hay opciones para proyectos competitivos en costos de producción pero que tienen incertidumbre en su acceso al mercado, como es el caso de las tecnologías RER de gran escala y de generación distribuida, y que requieren de decisiones regulatorias que les permitan competir y contratar en igualdad de condiciones. Dentro de los factores de incertidumbre se tiene, entre otras, a la Potencia Firme y las condiciones de operación en el despacho de las plantas a gas natural.

La Potencia Firme como Falla de mercado y opción para mejorar la Competencia en generación

Dados los resultados de las subastas de energía, que no benefician en términos de tarifa al usuario regulado, en tanto las primas RER pasaron a formar parte del peaje de transmisión y representan en este un 31%, se requiere devolver a la generación su característica de competencia por ser la manera más adecuada para asignar recursos y promover inversiones, de modo que los inversionistas asuman riesgos pero con la regulación correspondiente que les permita hacer cobertura y gestión del riesgo a través de portafolios de tecnologías y/o de contratos.

En ese sentido, excluir a las centrales RER no convencionales de la potencia firme, se convierte en una externalidad y en consecuencia en una falla de mercado, en tanto los beneficios de su aporte de generación de energía no se reflejan en su precio de mercado, es decir no se tiene compensación a través del pago de potencia firme. Un ejemplo que puede ilustrar dicha premisa es cuando el aporte de generación solar o eólica permite al sistema gestionar y almacenar recursos hídricos para las centrales de regulación permitiéndoles que, en otro bloque horario, puedan aportar energía y optimizar el costo del sistema. En consecuencia, esta falla se convierte en barrera de entrada para determinadas tecnologías.

Precisamente ante esta problemática es que debe actuar la regulación para corregir la falla, asignando potencia firme y generando mayor competencia y mejor asignación de recursos en el sector eléctrico.

Opciones y criterios regulatorios para la Potencia Firme

La LCE define a la potencia firme como “…la potencia que puede suministrar cada unidad generadora con alta seguridad de acuerdo a lo que defina el Reglamento”, señalando que para las centrales hidroeléctricas se determinará con una probabilidad de excedencia de 95%, subrayándose en este artículo que esta definición ha tenido cambios desde la primera reforma de los 90´s y que han correspondido a cambios en la matriz de generación del SEIN.

Actualmente, para la potencia firme, el RLCE sólo define procedimientos para hidroeléctricas y térmicas, debiendo adecuarse al entorno y desarrollo de las nuevas tecnologías, sin embargo (al igual que para la generación distribuida), para la Potencia Firme de las RER sólo se ha llegado a nivel de Pre Publicación del Procedimiento correspondiente, con un modelo que aún no se aprueba y muy recientemente se plantea un plazo de dos años para evaluación y toma de decisiones en temas que requieren urgencia, si se toma en cuenta los plazos en la ejecución de los proyectos hasta su puesta en operación.

Actualmente, en diferentes mercados eléctricos, se observa que tanto la energía eólica como la solar fotovoltaica ya representan un porcentaje importante en su matriz eléctrica, con la ventaja que en el Perú estos recursos, además de los hidroeléctricos y los residuos sólidos (con gran potencial pero aun no aprovechados energéticamente), tienen igual o mayor potencial para integrarse como generación distribuida, haciendo sinergia con las tecnologías convencionales del SEIN y con el beneficio de aportar tanto en capacidad como en producción al sistema eléctrico.

En ese sentido se hace necesario adaptar el RLCE, dando señales adecuadas para promover la inversión en nuevas tecnologías con el beneficio de mantener la eficiencia del sistema eléctrico, planteándose algunos criterios y opciones para los modelos de potencia firme RER no convencional como:

·       Adaptar el modelo de potencia firme de las hidroeléctricas, en cuyo caso ya se cuenta con series de tiempo de velocidad de viento y de intensidad solar y sobre una probabilidad de excedencia identificar el período en el cual se defina y calcule la energía media y la potencia firme RER.

  • Calcular y aplicar factores de planta y una ponderación adecuada para definir la potencia firme a las RER NC, aplicados sobre las series de tiempo de velocidades de viento e intensidad solar.
  • Modelar la sinergia entre las tecnologías disponibles a nivel del sistema eléctrico, en términos de optimización de regulación hídrica y capacidad térmica.

Finalmente se plantea retomar la discusión técnica de los temas regulatorios en el país, con la participación de entidades técnicas que representen a la sociedad civil y al sector académico, de modo que las alternativas regulatorias y las políticas públicas de solución se socialicen en aras de una mejor comprensión, facilitando la adopción y aplicación consensuada para el desarrollo y eficiencia del mercado eléctrico.