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1 Copyright © Nov-2010 – Regulación de Electricidad RER

Presentado por:Edgardo Espinoza Malqui

MERCADO ENERGETICO

ENERGIAS RENOVABLES EN EL PERU


CONTENIDO

1. Introducción

2. Análisis del Marco Normativo

3. Análisis de las Subastas

4. Análisis Técnico

5. Análisis Económico

6. Otras desventajas

7. Conclusiones

8. Otras Alternativas


1. INTRODUCCIÓN ...(1/3)

La confiabilidad en la oferta del sistema eléctrico juega un rol importante enlas economías de los distintos países, ya que la falta de energía se traduceen grandes pérdidas en la industria, comunicaciones, etc.

Oferta

Demanda

Evento



Se vienen incorporando unidades eólicas a los sistemas, con la finalidad dereducir las emisiones de CO2, pero existe el cuestionamiento, por sucaracterística de “no despachables”.

afecte la confiabilidad



Sin embargo, adicionar unidades de energía “no despachables”, sineliminar las existentes, incrementa la confiabilidad al sistema; pero cuandose incorporan eólicas en reemplazo de las unidades convencionales, serequiere incrementar más unidades de reserva.


2. ANÁLISIS DEL MARCO NORMATIVO ….(1/8)

Ley de promoción de la inversión para la generación de electricidad conel uso de energías renovables, Decreto Legislativo 1002 (mayo 2008)

Reglamento de la generación de electricidad con energías renovables,Decreto Supremo 050-2008-EM (octubre 2008)

Bases Consolidadas de la primera Subasta RER, ResoluciónViceministerial N° 113-2009-MEM/VME del Ministerio de Energía yMinas

0

500

1000

1500

2000

2500

1 6 11 16 21 26 31 36 41 46 51 56 61 66 71 76 81 86 91 96 101 106 111 116 121 126 131 136 141 146 151 156 161 166

GW

h

Malacas-Aguaytia Camisea Hidro Carbon D2-R6-R500

AÑO 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009



Existen cuatro sistemas de apoyo para fomentar las energías renovables.

Tarifa regulada

Subastas

Certificados Verdes Comercializables

Fiscales

PERU

Obtener el desarrollo más eficaz y veloz de las RER dentro de la matriz de generación eléctrica.


Aspecto Mejorable N° 1 – D.L. 1002:

Se cumplieron parcialmente, debido a que seaceptaron generación hidráulica existente, comopor ejemplo: G4 de la CH Carhuaquero (10 MW),CH Poechos (10 MW), etc.

C.H. Carhuaquero

ReservorioCirato

Río Chancay



Aspecto Mejorable N° 2 – D.L. 1002 :

Despacho preferencial.Remuneraciones garantizadas(CMg + Prima).Se introducen fallas en elmercado de electricidad (G).Precios elevados, sino sedesarrolla completamente laRER.

GENERACIÓN TRANSMISIÓN USUARIOSDISTRIBUCIÓN

Competencia Monopolio




Donde:IRER = Ingreso por energía RER = TRER x Energía Neta InyectadaImg = Ingreso a costo marginal = Cmg x Energía Neta InyectadaPrima = IRER – Img = Energía Neta Inyectada x (TRER – Cmg)

Ingreso Garantizado por energía RER: IRER = Img + Prima

Cubierto por el Mercado

Cubierto por el Sistema

Tarifa RER ( TRER )

Precio

US$ / MWh

Tiempo

Cmg (Costo Marginal)

Tarifa Regulada usuario residencial

- --

++

+




Para los Sistema Complementariola aplicación del principio delopen access distorsionará lacompetencia entre losGeneradores y/o Usuarios Libresy al mercado de transmisióneléctrica.

Sistema Secundario de Generaci ón

Sistema Secundario de Demanda

Sistema Principal Sistema Principal

Sistema Secundariode Demanda

Sistema Principal


Sistema Secundario de Generation


Sistema Secundario de Generation


LCE: • Sistema Principal • Sistema Secundario

LGE: • Sistema Garantizado• Sistema Complementario




El SEIN debe ser eficienteeconómicamente (tecnologías).No existe justificación para pagarmás por energía eólica que por laenergía hidroeléctrica.Proyectos hidroeléctricos tienenvida útil (50 años), los eólicos ysolares (20 años).

C Inv: 2000 US$/kWCV: 110 US$/MWh C Inv: 2200 US$/kW

CV: 50 US$/MWh

C Inv: 6000 US$/kWCV: 350 US$/MWh

EOLICA

SOLAR

HIDRAULICA

Mayor Promoción !!!!


Aspecto Mejorable N° 5 – DL 050-2008-EM (Reglamento) :


Riesgo Regulatorio (RR).Posibilidad de cambios normativoso de criterios de aplicación ointerpretación, que afecten losingresos futuros del proyecto RER.Riesgo Comercial (RC).Insuficiencia de la norma, respectoa la certeza de recaudación deingresos.

Regulatorio

Crear un fondo de pago de primas

Suscripción contrato de adjudicación.

ComercialRIE

SG

O


2. ANÁLISIS DE LA SUBASTA ….(1/9)

Las Bases de la subasta las elabora el Ministerio de Energía y Minas. Laconvoca y conduce el Organismo Regulador (OSINERGMIN).

Convocatoria a subastas con periodicidad de 2 años.

En las bases se establece la cantidad de energía requerida por cadatecnología o fuente.

La evaluación de ofertas es de manera independiente por tipo detecnología RER, el factor de competencia es el precio ofertado.

Se establece un Precio Máximo de Adjudicación por cada tecnología

Los postores ofrecen precio y cantidad de energía



No se valoró la calidad del proyecto y la tecnología.

No se valoró las mediciones de velocidad del viento (m3/s) e irradiación(kWh/m2)

Se adjudicaron como proyecto RER a las centrales hidroeléctricas que yaestuvieron conectadas en el SEIN, estas son:

• Carhuaquero IV(10 MW),

• Santa Cruz (6 MW),

• Caña Brava (6 MW) y

• Poechos (10 MW)

Las centrales antes mencionadas su mínima tarifa RER (55 US$/MWh)será mayor que al costo actual (48.4 US$/MWh).

Aspecto Mejorable N° 6 – Proceso de Evaluación :


Proyecto Potencia (MW)

Puesta en Operación

1 C. Cogeneración Paramonga I 23.00 31/03/2010

2 Huaycoloro 4.40 01/07/2011

3 Marcona 32.00 01/12/2012

4 Central Eólica Talara 30.00 29/06/2012

5 Central Eólica Cupisnique 80.00 29/06/2012

6 Panamericana Solar 20TS 20.00 30/06/2012

7 Majes Solar 20T 20.00 30/06/2012

8 Repartición Solar 20T 20.00 30/06/2012

9 Tacna solar 20TS 20.00 30/06/2012

10 C.H. Santa Cruz II 6.50 01/07/2010

11 C.H. Santa Cruz I 6.00 29/05/2009

12 C.H. Nuevo Imperial 3.97 01/05/2012

13 C.H. Yanapampa 4.128 01/12/2012

14 C.H. Huasuhuasi II 8.00 01/04/2012

15 C.H. Huasuhuasi I 7.86 01/10/2012

16 C.H. Chancay 19.20 31/12/2012

17 C.H. Poechos 2 10.00 27/05/2009

18 C.H. Roncador 3.80 01/12/2010

19 C.H. La Joya 9.60 01/10/2009

20 C.H. El Angel I 19.95 31/12/2012

21 C.H. El Angel II 19.95 31/12/2012

22 C.H. El Angel III 19.95 31/12/2012

23 C.H. Purmacana 1.80 01/07/2011

24 C.H. Shima 5.00 30/09/2012

25 C.H. Carhuaquero IV 10.00 22/05/2008

26 C.H. Caña Brava 6.00 19/02/2009

27 C.H. Las Pizarras 18.00 31/12/2012

Proyectos de RER adjudicados en subasta 2010-I y II



Aspecto Mejorable N° 7 – Resultados de Licitación:

Resultados de Subasta de Energía

813

143.3

320

571.0

181

172.9

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

Energía Requerida Energía Adjudicada

GW

h/a

ño

Biomasa Eólica Solar

18%

178%

96%

Total adjudicado

68%

Resultados de Subasta de Potencia

500

179.7

0

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200

300

400

500

600

PotenciaSubastada

PotenciaAdjudicada

MW

Peq. hidros

Total Adjudicado

36%

Total de Proyectos 147.7MW(29.5%)

No hubo mayor participación en la centrales hidráulicas (29.5% de lapotencia subastada ).



Aspecto Mejorable N° 7 – Participación RER en Electricidad - OtrosPaíses

Fuente: EREF – Prices for Renewable Energies in Europe – Report 2009.

05

101520253035404550556065707580

EU

-27

EU

-15

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rgía

E

léc

tric

a (

%)

Otras Renovables

Grandes Hidros

Metas Indicativas 2010


4. ANÁLISIS TÉCNICO ….(1/7)

Antecedentes

30 MW

80 MW

32 MW


Aspecto Mejorable N° 8 – Aporte de Reserva Rotante Nula


Tensiónconstante

Frecuencia constante

GW

62

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50

46

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38

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generación carga

Transmisión

Estado Normal en el Sistema Eléctrico




Estado de Emergencia en el Sistema Eléctrico

Tensiónconstante

Frecuencia constante

GW

62

58

54

50

46

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INTERRUPCION DE CARGA

generación carga

Cortocircuito




Por lo tanto, la energía eólica no ofrece Reserva Rotante en la operación deSistema Eléctricos para disminuir el tiempo de la interrupción de suministro.En el área Norte y la zona de Marcona , será necesario poner en serviciounidades térmicas por seguridad.

El estado de emergencia es provocado por algunas de estas fallas


Aspecto Mejorable N° 9 – La Producción no es Homogénea


Es cierto que existe complementariedad entre las fuentes eólica e hidráulicaen el Perú.

Hidráulica Térmica Eólica




Sin embargo, para los meses de agosto y setiembre se corre el riesgo quelas centrales eólicas salgan fuera de servicio por el incremento de lavelocidad del viento.

Nada escapa a la influencia del tiempo y Clima




Por lo tanto, será necesario poner en servicio unidades térmicas porseguridad en el área Norte y la zona de Marcona para los meses de agostoy setiembre.Finalmente, en las transiciones de la Hora Punta será necesario mantenermayor reserva para la regulación de frecuencia.


Aspecto Mejorable N° 10 – Sobrecosto en el monitoreo de la RER

5. ANÁLISIS ECONÓMICO ….(1/7)

Será necesario la implementación de un Centro de Control para elmonitoreo de la velocidad del viento y la irradiación en los generadoresRER.


Aspecto Mejorable N° 11 – Sobrecosto en la operación del SEINEl sobrecosto será causado por:• Deficiente pronóstico de la velocidad del viento y la irradiación, en la

actualidad solo tenemos de 2 años la variación del viento y con unaresolución mensual.


0.0

1.0

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3.0

4.0

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Ago

-08

Sep

-08

Oct

-08

Nov

-08

Dic

-08

Ene

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Feb

-09

Mar

-09

Abr

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May

-09

Jun-

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Jul-0

9

Ago

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Sep

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Oct

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Nov

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Dic

-09

Ene

-10

Feb

-10

Mar

-10

Abr

-10

May

-10

Vel

oci

dad

m/s

80

m

Mes

Variación Mensual (estacional) del Viento Torre Paijan

Viento a 80m Torre Paijan


Aspecto Mejorable N° 11 – Sobrecosto en la operación del SEINEl sobrecosto será causado por:• Poner en servicio unidades de generación (térmicas a carga mínima)

por seguridad del SEIN.


$21,114,106 $32,202,637 $21,251,069 $33,797,149

$1,489,939

$137,130

$1,301,967

$48,182

$9,500,000

$11,500,000

$13,500,000

$15,500,000

$17,500,000

$19,500,000

$21,500,000

$23,500,000

$25,500,000

$27,500,000

$29,500,000

$31,500,000

$33,500,000

$35,500,000

$37,500,000

$39,500,000

AVENIDA ESTIAJE AVENIDA ESTIAJE

E/S unidades por seguridad F/S unidades por seguridad





Cmg – Avenida 2013

0

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20

25

30

35

40

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Sáb

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Lun

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Horas de la semana

($/MWh)

CMG en el SEIN CMG promedio en el SEIN

Cmg – Estiaje 2013

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Horas de la semana

($/MWh)






Cmg – Avenida 2014 Cmg – Estiaje 2014

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Días y Horas

($/MWh)



Aspecto Mejorable N° 12 – Impacto en el Mercado de Corto Plazo



Aspecto Mejorable N° 12 – Impacto en el Mercado de Corto Plazo


La entrada o salida de la central eólica provocará la disminución oincremento del Precio (CMg).

Impacto de la central eólica


6. OTRAS DESVENTAJAS


Se cumplió parcialmente el D.L. 1002 en la promoción de la inversión enlas centrales hidráulicas RER.

7. CONCLUSIONES ….(1/2)

Utilizar los sistemas de Tarifa Regulada (FIT) y Subasta provocó :

• La restricción de la libertad del mercado vigente, en el segmento degeneración.

• Precios preferencia, la cual obliga al otorgamiento de subsidios, comoconsecuencia no se habilitará proyectos hidroeléctricos de pequeña ygran escala.

• La aplicación del FIT aumentará las tarifas eléctricas.

• Incumplimiento eventual del artículo 12 de la LGE (Ley Nro 28832),consistente en garantizar la operación más económica para elconjunto de las instalaciones del SEIN y open access.


7. CONCLUSIONES ….(2/2)

Suscripción contrato de adjudicación y crear un fondo de pago de primascon el fin de estar cubierto los Riesgos Regulatorios y Comercialesrespectivamente.

Las centrales eólicas no proporcionan Reserva Rotante al SEIN.Asimismo, a su producción variable e intermitente obliga poner en serviciounidades térmicas por seguridad en la operación del SEIN.

Poner en servicio unidades térmicas por seguridad (a carga mínima)provocará un sobrecosto en la operación del SEIN.

Mejorar los Centros de Control para monitorear las medidas de velocidaddel viento e irradiación en los generadores RER.


8. OTRAS ALTERNATIVAS

Gestión Activa de la Demanda o Smartgrid

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