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Grupo de Trabajo Especializado:

Generación Eléctrica

Informe: Promoción de energías

renovables no convencionales en

Sistemas Aislados

Grupo de Trabajo Especializado: Generación Eléctrica

Miembros del Grupo de Trabajo Especializado: Generación Eléctrica

MINEM Osinergmin

José Jaime Sánchez Fernández Severo Buenalaya Cangalaya

César Iván Romero Torres Paolo Chang Olivares

Lima, julio de 2020

Grupo de Trabajo Especializado: Generación Eléctrica Informe Propuesta

Promoción de energías renovables no convencionales en Sistemas Aislados i

Resumen Ejecutivo

El presente informe tiene como objetivo presentar a la Comisión Multisectorial para la Reforma del Sector Eléctrico, la evaluación final del tema corto plazo denominado “Promoción de energías renovables no convencionales (ERNC) en zonas aisladas”, así como, una propuesta de mejora sobre la regulación vigente.

El informe describe las actividades realizadas por el Grupo de Trabajo de Generación, sobre el diagnóstico del problema vinculado a la promoción de las renovables en sistemas aislados (“RER en Sistemas Aislados”); así como, la descripción y análisis de las alternativas para resolver el problema del marco normativo vigente. Las alternativas son aquellas que se decantaron a partir del intercambio realizado durante el taller realizado el 07 de noviembre de 2019, para lo cual en el Anexo A del presente informe se presenta el análisis de los aportes y/o sugerencias de parte de los agentes interesados.

De la revisión de los temas asociados a la RER en Sistemas Aislados, el Grupo de Trabajo de Generación ha identificado problemas en la normatividad del subsector eléctrico de los Sistemas Aislados: i) falta de normativa que regule la operación, asignación de responsabilidades y resolución de conflictos en los Sistemas Aislados donde opere más de una entidad, ii) limitado acceso de generación independiente RER en los Sistemas Aislados, no obstante que actualmente serían menos costosos que la generación con combustibles líquidos.

Esto ocasiona que se los recursos recaudados para electrificación rural se destinen a reducir las tarifas de los usuarios de los Sistemas Aislados ante el incremento sostenido en los costos de los combustibles líquidos utilizados en generación eléctrica, cuando podrían ser destinados a incrementar el acceso al servicio eléctrico. Adicionalmente, se evita la posibilidad de reducir las emisiones de carbono.

En base al diagnóstico anterior, se propone dos (2) alternativas para enfrentar la problemática:

Alternativa 1: Modificar el esquema de contratación bilateral para RER en Sistemas Aislados: (i) se sigue dejando a criterio del distribuidor brindar acceso a productores independientes, (ii) se establece temporalmente sistema de tarifas feed-in para RER, y (iii) se definen los responsables de operación, evaluación de transgresiones de calidad, y controversias.

Alternativa 2: Disponer sólo contratación por licitaciones en Sistemas Aislados: (i) el suministro del distribuidor solo se realiza mediante licitaciones según plan de

Grupo de Trabajo Especializado: Generación Eléctrica Informe de Propuesta

Promoción de energías renovables no convencionales en Sistemas Aislados ii

expansión aprobado por la autoridad sectorial y las bases aprobadas por el regulador, sin aplicación de factores de incentivo a la contratación, y (ii) se define responsables de operación, evaluación de transgresiones de calidad, y controversias.

En conclusión, luego de comparar las alternativas mencionada, se ha determinado que es la segunda alternativa la que permite lograr los objetivos específicos del sector en términos de dar énfasis en energías renovables, mínimo impacto ambiental y bajas emisiones de carbono, contar con abastecimiento competitivo, eficiencia en la producción de energía y autosuficiencia, y promover el acceso universal a la electricidad.


Promoción de energías renovables no convencionales en Sistemas Aislados Página 1

ÍNDICE

1 INTRODUCCIÓN ..................................................................................................................................... 2

1.1 EL GRUPO DE TRABAJO DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DE LA CRSE ........................................................ 3 1.2 ACCIONES REALIZADAS ....................................................................................................................... 3 1.3 OBJETIVO DEL INFORME ....................................................................................................................... 4

2 DEFINICIÓN DEL PROBLEMA ............................................................................................................ 5

2.1 MARCO REGULATORIO ........................................................................................................................ 5 2.1.1 Sobre energías renovables ............................................................................................. 5 2.1.2 Los Sistemas Aislados .................................................................................................. 6 2.1.3 Tarifa eléctrica en Sistemas Aislados ............................................................................ 6 2.1.4 Contrato Ley de Suministro de Energía Sistema Aislado Iquitos .................................. 7 2.1.5 Tarifas de generación y transmisión para usuarios de Sistemas Aislados ..................... 8

2.2 PROBLEMÁTICA ACTUAL ...................................................................................................................... 9 2.2.1 Gastos en combustibles líquidos para los Sistemas Aislados ........................................ 9 2.2.2 Incremento sostenido de recursos para el Mecanismo de Compensación para Sistemas

Aislados ...................................................................................................................... 10 2.2.3 Desaprovechamiento de RER en los Sistemas Aislados ............................................. 11 2.2.4 Estabilidad de precios para el productor independiente en Sistemas Aislados ............ 13 2.2.5 Marco normativo no aborda productores independientes en Sistemas Aislados.......... 13

2.3 EL PROBLEMA IDENTIFICADO............................................................................................................. 15

3 ALTERNATIVAS PARA ENFRENTAR EL PROBLEMA ................................................................. 16

3.1 DEFINICIÓN DE OBJETIVOS ................................................................................................................. 16 3.2 ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS ............................................................................................................. 16

3.2.1 Alternativa 1: Modificar el esquema de contratación bilateral para RER en Sistemas

Aislados ...................................................................................................................... 16 3.2.2 Alternativa 2: Disponer sólo contratación por licitaciones en Sistemas Aislados ....... 17

3.3 VALORACIÓN Y SELECCIÓN DE ALTERNATIVA.................................................................................... 18

4 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ...................................................................................... 19

5 ANEXOS .................................................................................................................................................. 20



1 Introducción

Mediante la Resolución Suprema N° 006-2019-EM, publicada el 20 de junio de 2019, se creó la Comisión Multisectorial para la Reforma del Subsector Electricidad (CRSE) conformada por representantes del Ministerio de Energía y Minas (MINEM), del Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) y del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin).

La CRSE tiene como función la elaboración de informes técnicos que contengan:

a) Medidas que proyecten al Subsector Eléctrico dentro de estándares y buenas prácticas internacionales, y aseguren su desarrollo sostenible.

b) Propuestas respecto de todas aquellas mejoras que identifique como necesarias, con la finalidad de procurar la operación sostenible y eficiente del Subsector Electricidad con plena sujeción a los principios de predictibilidad, seguridad jurídica e igualdad.

La CRSE tiene por objeto realizar un análisis minucioso del mercado de electricidad y del marco normativo relacionado a los subsectores electricidad e hidrocarburos, en lo relacionado a la provisión de energía eléctrica para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), a fin de formular propuestas orientadas a la adopción de medidas que garanticen la sostenibilidad y desarrollo del subsector electricidad en las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de la energía eléctrica.

El 11 de julio de 2019, la CRSE aprobó el Reglamento Interno de la CRSE, cuyo objeto es normar la organización y funcionamiento de la comisión, que es de aplicación y observancia por parte de los integrantes de la CRSE y los miembros de los Grupos de Trabajo Especializado. Entre las funciones de la CRSE, definidas en el artículo 7º de su reglamento, está la elaboración de propuestas a corto plazo para mitigar temporalmente los desafíos del sector eléctrico.

En ese sentido, mediante el punto 2 del acuerdo 2 adoptado en la Sesión N° 1 de la CRSE, se aprobó el listado de carácter enunciativo de los temas que se evaluarán en el corto plazo por la CRSE, según el siguiente detalle (Cuadro N° 1.)



Cuadro N° 1

Fuente: Acta de la Sesión N° 1 de la CRSE

1.1 El Grupo de Trabajo de generación eléctrica de la CRSE

El subsector eléctrico peruano enfrenta una serie de desafíos que merecen ser estudiados de forma conjunta con la finalidad de brindar soluciones que procuren la sostenibilidad del sector en el mediano y largo plazo.

Con la finalidad de realizar esta labor se crea la CRSE mediante Resolución Suprema N° 006-2019-EM, la cual establece que a través de su Secretaría Técnica se conformen cuatro grupos de trabajo. Los grupos de trabajo comprenden las actividades de generación, transmisión y distribución de electricidad; así como, actividades de hidrocarburos vinculadas con la provisión de energía eléctrica para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.

Según el Reglamento Interno de la CRSE, los Grupos de Trabajo tiene como función elaborar documentos especializados que contengan las propuestas que permitan la toma de decisiones que requiera la CRSE; así como, implementar talleres y llevar a cabo reuniones de trabajo con los participantes para analizar la problemática, perspectivas y directrices desde diversos ámbitos del Subsector Eléctrico.

El 17 de julio de 2019, la CRSE instaló el Grupo de Trabajo de Generación (en adelante “GT de Generación”), el cual está conformado por cuatro miembros titulares, (02) representantes del Ministerio de Energía y Minas y dos (02) representantes de Osinergmin, y sus correspondientes miembros alternos.

Para alcanzar sus objetivos, el GT de Generación ha considerado conveniente seguir los lineamientos similares a la metodología de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE, u OECD por sus siglas en inglés) respecto a la definición del problema, definición de objetivos, y selección de alternativas.

1.2 Acciones realizadas

En cumplimiento de los principios de participación y transparencia aplicables al proceso de reforma conducido por la CRSE, se ha convenido en socializar los documentos de trabajo con los interesados, con la finalidad de recibir aportes y sugerencias a las propuestas elaboradas por el GT de Generación para la mejora del marco regulatorio vigente.

En ese sentido, luego de realizadas sesiones de trabajo de forma continua, el 19 de agosto de 2019, la CRSE realizó un taller con diversos agentes del sector, exponiendo el detalle sobre el funcionamiento, la estructura, cronograma de trabajo de la comisión



y los temas a abordar en el “corto plazo” y “largo plazo”, y el panorama de la problemática actual, listando los temas a evaluar; dando oportunidad a los agentes a emitir opiniones y comentarios, tomando nota para ser evaluados.

Posteriormente, el 7 de noviembre de 2019, se llevó a cabo el taller de trabajo del GT de Generación, en el cual se presentó a los agentes involucrados el diagnóstico del tema “Promoción de energías renovables no convencionales en Sistemas Aislados”.

Al respecto, hasta el 22 de noviembre de 2019, se recibieron los comentarios de los interesados, los cuales se analizan en el Anexo A del presente informe.

1.3 Objetivo del informe

El presente documento tiene por objeto exponer como la regulación de los Sistemas Aislados en la actualidad resulta insuficiente para su desarrollo sostenible y, a partir de la comprensión de esta afectación, elaborar las correspondientes propuestas de mejora al marco normativo vigente.

Se aclara que no se encuentran dentro del alcance del presente documento los sistemas eléctricos municipales, de uso privado, ni tampoco los Sistemas Eléctricos Rurales atendidos con suministros no convencionales.1

1 El numeral 4 del Anexo de Definiciones del Reglamento de la Ley General de Electrificación Rural, define

como suministros no convencionales, a aquellos suministros de energía eléctrica, pertenecientes a un sistema eléctrico rural aislado que es atendido exclusivamente por fuentes energéticas renovables no convencionales, tales como: sistemas fotovoltaicos, sistemas eólicos, biomasa y minicentrales hidroeléctricas;



2 Definición del Problema

El GT de Generación ha recibido el encargo de evaluar el tema denominado “Promoción de energías renovables no convencionales en Sistemas Aislados”. Esta sección del documento se ha elaborado, entre otros, tomando en cuenta las siguientes fuentes:

Comentarios de los interesados a las presentaciones efectuadas por la Secretaría Técnica.

Informe final de la Comisión Sectorial para garantizar el desarrollo energético integral y sostenible en la región Loreto.

Documento “Promoción de la Generación Eléctrica en Sistemas Aislados mediante el empleo de Recursos Energéticos Renovables”.

2.1 Marco Regulatorio

2.1.1 Sobre energías renovables

El Decreto Legislativo N° 1002 declara de interés nacional y necesidad pública el desarrollo de nueva generación eléctrica mediante el uso de Recursos Energéticos Renovables2 (RER). Para efectos de viabilizar la promoción de energías renovables, el Decreto Legislativo 1002 establece siguientes disposiciones regulatorias cuya aplicación se limita a la generación de electricidad que opera en el SEIN y autoriza al MINEM a realizar subastas para el desarrollo de proyectos RER con un mecanismo de remuneración anual garantizada.

De manera similar, la Ley General de Electrificación Rural (Ley Nº 28749) dispone que en el desarrollo de los proyectos de electrificación rural se debe dar prioridad al aprovechamiento y desarrollo de los recursos energéticos renovables de origen solar, eólico, geotérmico, hidráulico y biomasa existentes en el territorio nacional, así como su empleo para el desarrollo sostenible en las zonas rurales, localidades aisladas y de frontera del país. En ese sentido, señala que los recursos de electrificación rural podrán destinarse a cubrir los costos de operación y mantenimiento, además de los de inversión, cuando se trate de proyectos de suministro eléctrico rural a través de fuentes de energía renovables.

Finalmente, de manera concordante con estas normas, la política energética establecida mediante Decreto Supremo N° 064-2010-EM, señala como objetivos de política (entre otros), el contar con una matriz energética diversificada, con énfasis en las fuentes renovables y la eficiencia energética, así como desarrollar un sector energético con mínimo impacto ambiental y bajas emisiones de carbono en un marco de desarrollo sostenible.

2 Según esta ley, las RER comprenden la generación solar, eólica, mareomotriz, geotérmica, de biomasa y

centrales hidroeléctricas de hasta 20 MW.



2.1.2 Los Sistemas Aislados

De acuerdo con la Ley N° 28832 y la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), los Sistemas Aislados son sistemas eléctricos no conectados eléctricamente al SEIN, los cuales no incluyen sistemas operados por empresas municipales. En estos sistemas, los concesionarios de distribución que dispongan de generación y transmisión propia para atender parcial o totalmente su demanda están obligados a llevar por separado una contabilidad de costos para las actividades de generación, transmisión y distribución.

De este modo, la legislación prevé que en un Sistema Aislado el distribuidor no necesariamente será transmisor ni generador, sino que estas actividades pueden ser prestadas por otros agentes, si es que ello es económicamente viable.

Actualmente la reglamentación establece que en estos sistemas todos los usuarios eléctricos están sujetos a regulación de precios3, es decir no está habilitada la posibilidad para los usuarios de negociar los precios de generación.

2.1.3 Tarifa eléctrica en Sistemas Aislados

La legislación dispone que Osinergmin establece las tarifas en estos sistemas mediante los Precios en Barra de Sistemas Aislados y el Valor Agregado de Distribución (VAD). Los Precios en Barra de Sistemas Aislados remuneran el costo medio de generación y transmisión correspondientes a la inversión, operación y mantenimiento en condiciones de eficiencia del conjunto de Sistemas Aislados de propiedad de una empresa4. El VAD remunera los costos de inversión y operación de la actividad de distribución eléctrica.

En el caso de los costos de generación eléctrica y de transmisión eléctrica, se remuneran los costos medios eficientes necesarios para el suministro de los usuarios del Sistema Aislado. Hasta antes de la expedición de la Ley N° 28832, la parte del costo de generación se determinaba haciendo uso de una estimación por parte del regulador de la inversión y costos de operación y mantenimiento eficientes de los activos de generación disponibles en cada sistema aislado según su calificación por tipo (p.e. aislado mayor o menor, solo termoeléctrico, solo hidroeléctrico, mixto, etc.). No obstante, en la actualidad y desde la vigencia de la Ley N° 28832 (año 2006), se habilitó la posibilidad que los costos de suministro de electricidad por parte de los generadores eléctricos en Sistemas Aislados se obtengan también mediante la realización de licitaciones competitivas supervisadas por Osinergmin y conducidas por la empresa de distribución. Esta alternativa, no impide que el distribuidor pueda suscribir contratos de suministro con generadores en base de los precios regulados que establezca Osinergmin, toda vez que el generador como se ha explicado puede ser una persona distinta del distribuidor5.

Cabe aclarar que la Ley N° 28832 define la Licitación como el “Proceso de concurso público para el suministro de electricidad en condiciones de competencia, que posibilitará la suscripción de contratos con las características que se señalan en el artículo 8 de la presente Ley.” Dicho artículo precisa que los contratos deben considerar:

3 Antiguamente, la reglamentación además establecía como requisito que los Sistemas Aislados no podían

exceder el límite máximo de 100 MW y que no existiese más de una entidad generadora que superase cierta fracción de la potencia total del sistema eléctrico, ni comercializase más de cierta fracción de su energía producida. Asimismo, también estaba habilitada la posibilidad de ser usuario libre con capacidad de negociar los precios de generación eléctrica.

4 Definición 6, artículo 1° de la Ley N° 28832.

5 De hecho, el artículo 3° de la Ley N° 28832 establece que los contratos que se suscriban sin que medie licitación no podrán tener precios que superen los Precios en Barra determinados según lo dispuesto por el artículo 47° de la LCE, artículo que describe cómo establecer los Precios en Barra aplicables al SEIN.



Plazos máximos de 20 años6 y Precios Firmes, ninguno de los cuales podrá ser modificado por acuerdo de las partes, a lo largo de la vigencia del contrato, salvo autorización previa de Osinergmin. Cuando se trate de reducciones de precios durante la vigencia de los respectivos contratos, los Distribuidores deberán transferir a los consumidores el cincuenta por ciento (50%) de dichas reducciones.

Precio de potencia igual al Precio Básico de Potencia vigente a la fecha de la Licitación con carácter de Precio Firme.

Fórmulas de actualización de los Precios Firmes de acuerdo con las Bases de la Licitación.

Garantía de suministro de energía propia, contratada con terceros o mediante un programa de inversiones que incremente la oferta de generación.

Los aspectos de detalle de los procesos de licitación se encuentran en el Reglamento de Licitaciones del Suministro de Electricidad (Decreto Supremo Nº 052-2007-EM) y en la Resolución Osinergmin N° 004-2010-OS/CD que estableció el “Procedimiento para Licitaciones de Suministro para Sistemas Aislados en el Marco de la Ley N° 28832”.

En cuanto a la determinación de los Precios en Barra de Sistemas Aislados no existe un desarrollo normativo detallado, sino sólo la práctica habitual del Regulador conforme a los criterios contenidos en los documentos que sustentan sus cálculos y lo indicado por la Segunda Disposición Complementaria del Reglamento de Licitaciones del Suministro de Electricidad, el cual señala que para la determinación del Precio en Barra de Sistemas Aislados se debe tomar en consideración los precios de los contratos firmados resultantes de las correspondientes Licitaciones, y se debe considerar el mecanismo de compensación entre usuarios regulados del respectivo Sistema Aislado, aplicando los mismos criterios previstos para el SEIN en el marco del artículo 29 de la Ley N° 28832 (es decir, aplicando los incentivos respecto del Precio en Barra y por anticipación de convocatoria a licitación).

2.1.4 Contrato Ley de Suministro de Energía Sistema Aislado Iquitos

En el año 2012, a través de Proinversion, se inició el proceso para otorgar en concesión el Proyecto Reserva Fría de Generación-Planta Iquitos, y que se denominó “Suministro de Energía para Iquitos”. Como resultado de dicho proceso de inversión se suscribió contrato con la empresa Genrent do Brasil Ltda. Dicho contrato tiene una duración de 20 años y se organiza en dos etapas:

La primera etapa, desde el 20 de octubre del 2017 hasta la interconexión del Sistema Aislado Iquitos al SEIN, con obligación de venta de su electricidad exclusivamente para la distribuidora Electro Oriente, conforme a lo establecido en los Contratos de Suministro de Electricidad, de Concesión y de Cesión de Créditos. De acuerdo con el Contrato de Inversión se establece que en esta etapa la operación se rige por el Contrato de Suministro y las Leyes Aplicables. El Contrato de Suministro señala que el Sistema Aislado de Iquitos será abastecido por dos centrales interconectadas entre sí, pero de diferentes titulares, dándose preferencia al despacho según menor costo variable combustible y encargándose al centro de control de Genrent do Brasil Ltda las decisiones de despacho, racionamiento y otras similares del conjunto del Sistema Aislado. Se señala también que la Dirección General de Electricidad (DGE) puede interpretar, ampliar o modificar las reglas básicas de operación que establece el Contrato de Suministro. En caso de discrepancias entre Electro Oriente y

6 La ley originalmente estableció 10 años, pero posteriormente fue incrementado a 15 años y finalmente a 20

años.



Genrent do Brasil, la intervención de la DGE es de naturaleza del árbitro de tercero y lo que decida es de cumplimiento obligatorio e inimgpugnable.

La segunda etapa, desde la interconexión del Sistema Aislado Iquitos al SEIN hasta el fin del plazo del contrato de concesión. El Contrato de Suministro ya no es aplicable y la unidad pasa a tratarse bajo el régimen de reserva fría establecido por el Decreto Legislativo N° 1041. En este caso la remuneración provendrá de las transferencias del Mercado de Corto Plazo y del peaje por transmisión del SEIN. La central de generación se somete a las disposiciones del operador del SEIN.

La normatividad vigente, no señala expresamente cómo tratar el contrato de suministro de energía para Iquitos en la determinación del Precio en Barra de Sistemas Aislados, a diferencia del caso de los contratos de suministro que con distribuidoras del SEIN se derivaron de licitaciones encargadas por el Ministerio de Energía y Minas a ProInversión7.

2.1.5 Tarifas de generación y transmisión para usuarios de Sistemas Aislados

Mediante Ley N° 28832 se creó un mecanismo de compensación8 entre el SEIN y los Sistemas Aislados para que los Precios en Barra de Sistemas Aislados incorporen los beneficios del gas natural y reduzcan su exposición a la volatilidad del mercado de combustibles.

El Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados (Decreto Supremo Nº 069-2006-MEM) establece que la compensación se determina acercando los Precios en Barra de Sistemas Aislados a los Precios en Barra que asumen los Usuario Regulados en el SEIN. De este modo los usuarios de los Sistemas Aislados pagan por aplicación de este mecanismo lo que se denomina Precio en Barra Efectivo.

Es decir, la diferencia de este precio con el Precio en Barra de Sistemas Aislados es remunerada por los usuarios del SEIN a través de su contribución al mecanismo de compensación mediante: i) parte de los aportes obtenidos por aplicación de la Ley General de Electrificación Rural (Ley N° 28749)9, y ii) un cargo adicional en el peaje por transmisión que pagan los usuarios del SEIN (artículo 5° de la Ley N° 29970)10.

7 El Reglamento del Mecanismo de Compensación entre los Usuarios Regulados del SEIN, mediante

modificación con Decreto Supremo N° 010-2012-EM, dispone que para el cálculo de los Precios a Nivel Generación en el SEIN deben considerar los contratos de suministro de electricidad de largo plazo derivados de encargos del Ministerio de Energía y Minas a ProInversión como si se tratase de licitaciones dentro del marco de la Ley N° 28832.

8 La Ley N°29970 señala que Osinergmin administra el mecanismo de compensación.

9 Hasta como máximo el 50% de lo recaudado por esta contribución. Lo no destinado a este mecanismo de compensación se utiliza para electrificar aquellas localidades que aún no cuentan con electricidad conforme a lo previsto en el Plan General de Electrificación Rural.

10 Este último componente a la fecha aún no se ha reglamentado, ni implementado.



Gráfico N° 1: Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados

2.2 Problemática actual

2.2.1 Gastos en combustibles líquidos para los Sistemas Aislados

El consumo de combustibles diésel y residual en los Sistemas Aislados en el año 2018 fue del orden de 25 millones de galones al año (595 mil barriles de petróleo), producto de la generación de electricidad que se efectúa con grupos termoeléctricos que utilizan combustibles líquidos, lo que se puede apreciar en el Gráfico N° 2; en la cual se distingue el Sistema Aislado de Iquitos respecto del resto debido a su considerable diferencia en magnitud de demanda.

Gráfico N° 2: Consumo de combustible líquidos en Sistemas Aislados

Fuente: MINEM

Al considerar la información de precios de combustibles publicada por Petroperú11 y la información del tipo de cambio publicada por el Banco Central de Reserva del Perú (BCRP), los gastos estimados por el combustible consumido en Sistemas Aislados se han incrementado permanentemente, alcanzando en el año 2018 aproximadamente 55 millones de Soles, tal como muestra el Grafico N° 3.

Como se puede apreciar, si bien el consumo de estos combustibles para generación eléctrica en Sistemas Aislados se redujo el año 2018, el costo asociado a estos

11 https://www.petroperu.com.pe/productos/lista-de-precios-en-nuestras-plantas/

19 727 97121 662 831 20 732 063 20 129 778

3 020 193

4 699 916 5 154 9564 046 658

2015 2016 2017 2018

Consumos de combustibles (galones)

Iquitos Otros



combustibles se ha venido incrementado permanentemente como resultado del incremento de precios del petróleo en el mercado internacional.

Gráfico N° 3: Costo estimado de combustible en los Sistemas Aislados

Fuente: MINEM, Petroperú y BCRP.

Adicionalmente, el uso de combustibles líquidos aporta a las emisiones de carbono, tal como muestra el siguiente cuadro.

Cuadro N° 2: Emisiones de CO2 por consumo de petróleo en Sistemas Aislados

Fuente: Osinergmin.

2.2.2 Incremento sostenido de recursos para el Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados

El Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados (MCSA), como se ha explicado, busca compensar una parte del diferencial entre los Precios en Barra de Sistemas Aislados y los Precios en Barra del SEIN.

La diferencia de precios entre el SEIN y los Sistemas Aislados se explica tanto por economías de escala12 como por el acceso a los recursos energéticos disponibles, así el SEIN dispone para la atención de su demanda eléctrica de centrales que aprovechan recursos hídricos, gas natural y RER, mientras que en los sistemas aislados se recurre en muchos casos únicamente a la generación termoeléctrica que hace uso de combustibles líquidos.

De este modo, si los gastos en combustibles líquidos se incrementan, también se incrementará el uso de los recursos disponibles para el mecanismo de compensación.

Sobre el particular, el Cuadro N° 2 muestra un incremento sostenido del Monto Específico (recursos totales asignados al mecanismo de compensación), así como del

12 Las economías de escala implican que a mayor tamaño de un sistema se vincula un costo unitario menor,

y viceversa.

29 471 808

39 830 575 40 957 732 42 536 961

5 524 374

9 676 95411 668 227

14 087 588

2015 2016 2017 2018

Costos de combustibles (soles)

Iquitos otros

TON DE

CO2

2015258,036

2016285,045

2017285,532

2018276,704



monto asignado al momento de la fijación de Precios en Barra de Sistemas Aislados13. Debe notarse, además, que es el Sistema Aislado de Iquitos el que consume los mayores recursos del mecanismo de compensación.

Cuadro N° 3: Monto Específico y asignación a los Sistemas Aislados

Fuente: Osinergmin.

Cabe tener en cuenta, que dado que los recursos del mecanismo de compensación provienen de la contribución para electrificación rural, es claro que un mayor uso de estos recursos implica una menor disponibilidad de fondos para los proyectos de electrificación rural que tienen por finalidad brindar servicio eléctrico a aquella población (usualmente más alejada y de menores recursos económicos) que aún no dispone de acceso a la electricidad.

2.2.3 Desaprovechamiento de RER en los Sistemas Aislados

En los Sistemas Aislados con generación termoeléctrica que utiliza combustibles líquidos, la generación con RER puede reducir (y en algunos casos sustituir) la generación con estos combustibles y, por lo tanto, su utilización se traduciría en un menor consumo de petróleo, lo que permitiría a su vez liberar parte de los recursos hoy en día destinados al MCSA y reducir emisiones de carbono14.

Esta oportunidad de complementación (o sustitución), resulta relevante si se tiene en cuenta que una de las tecnologías RER que ha presentado una reducción de costos considerable (ver Anexo 3) y que es de muy fácil aplicación a diferentes escalas es la fotovoltaica (PV)15, siendo la disponibilidad del recurso solar universal, aunque con distinto grado de eficiencia dependiendo del nivel de radiación que disponga cada ubicación geográfica.

Al respecto, en el caso de los Sistemas Aislados menores, se estima que es posible hacer uso de sistemas híbridos que hagan uso de PV y plantas convencionales a petróleo. La generación PV se produciría en las horas del día y el resto de la carga se serviría con las unidades a petróleo16.

13 Cabe señalar que, la reducción del Monto Específico que ocurre entre el periodo 2016-2017 al 2017-2018,

se debe a la integración al SEIN de algunos sistemas aislados mayores y menores, entre los que destaca: Chachapoyas y Rodríguez de Mendoza. No obstante, para el caso de Iquitos, es de apreciar un incremento sostenido, que se agudiza por la necesidad de remunerar el precio por potencia pactado en el Contrato de Suministro entre ELOR y Genrent.

14 Las emisiones de CO2 del petróleo diésel son del orden de 2.6 kg/litro y del petróleo residual de 3.1 kg/litro.

15 La generación eléctrica en este caso se fundamenta en la utilización de módulos fotovoltaicos usualmente de potencia modestas que se pueden agrupar entre ellos para obtener potencias considerables; de modo que se pueden utilizar ya sea a nivel directo doméstico como simples paneles solares o a nivel industrial bajo la forma de centrales eléctricas.

16 El tamaño de las plantas PV, es función también del tamaño, número y características de las unidades termoeléctricas e hidroeléctricas existentes, en especial la potencia de operación a mínima carga.

PERIODO

MONTO

ESPECIFICO

MONTO

ASIGNADO (*)

M.E.

RESIDUAL

S.A. IQUITOS OTROS S.A. TOTAL

2015-2016 132.305 105.298 27.007 101.788

2016-2017 133.034 103.650 29.384 97.322

2017-2018 160.830 76.703 84.127 58.006 13.586 71.592

2018-2019 165.659 88.647 77.012 69.365 13.522 82.887

2019-2020 185.020 98.773 86.247 80.162 10.781 90.943

(*) Monto asignado al total de Sistemas Aislados del país.

MONTO ASIGNADO A ELOR

Millones de Soles



Por ejemplo, según simulaciones efectuadas para un sistema de 200 kW, se calcula que una participación óptima de PV sería de 18.6%; mientras que, en sistemas de 2 500 kW, una participación óptima de generación PV es el orden de 15%.

Si se consideran una participación media de 15% de generación PV para la totalidad de Sistemas Aislados menores se estima podría haberse obtenido una reducción del consumo de petróleo de 12 mil barriles el 2019.

En el caso del Sistema Aislado Iquitos, determinar el porcentaje de participación resulta más complicado, debido a que se requiere evaluar tanto los aspectos económicos como las restricciones técnicas de los sistemas de generación y transmisión existentes. Sin embargo, un ejemplo teórico de despacho con una planta PV de 20 MW muestra una reducción del consumo de petróleo de 42 mil barriles para el año 2019.

Gráfico 4: Simulación de despacho PV y diésel en el SA Iquitos

Fuente: Osinergmin

Como puede apreciarse, existe un potencial de ahorro perdido ante la falta del uso de recursos RER que representa aproximadamente el 10% del consumo total de combustibles líquidos. Dicha pérdida implica el uso de recursos del mecanismo de compensación que podrían destinarse a otros fines (considerando la estimación anterior, equivalía a unos 5 millones de Soles en el 2018); ello siempre y cuando el costo de la generación RER sea menor que el costo del combustible evitado, lo cual como se describe a continuación se estima es el caso.

Así, los costos variables de producción termoeléctrica en los Sistemas Aislados menores, según el modelo de planta eficiente utilizada en la fijación de tarifas en barra del año 2020 (grupos de 500 kW a petróleo diesel), se calcula entre 192 y 205 USD/MWh; mientras que en el caso del Sistema Aislado Iquitos, el costo variable de producción en la planta de GENRENT es de 117 USD/MWh y en los grupos de ELOR de 122 USD/MWh.17 En contraste, el costo estimado de generación eléctrica PV en Iquitos se estima como máximo en 80 US$/MWh (ver Anexo 3), mientras el costo de la generación a pequeña escala según las estimaciones del Precio en Barra de Sistemas Aislados 2020-2021 es del orden de los 120 US$/MWh18. Como se aprecia ambos valores menores que la generación con combustibles líquidos.

17 Fuente. Archivos de datos y cálculos de la fijación de tarifas en barra 2019-2020. Osinergmin

18 Solo se considera el costo del parque solar (con vida útil de 20 años) debido a que la comparación es respecto de los costos variables evitados de generación con combustibles líquidos.



2.2.4 Estabilidad de precios para el productor independiente en Sistemas Aislados

De acuerdo con la legislación vigente, un productor independiente que acceda a un Sistema Aislado puede comercializar su energía y potencia con el distribuidor ya sea mediante contratos sin licitación o mediante contratos licitados. En el primer caso no se debe exceder de los Precios en Barra establecidos de acuerdo con el artículo 47 de la LCE, mientras en el segundo no deben exceder del precio máximo que establezca Osinergmin para la licitación respectiva.

En este contexto, la empresa Electro Ucayali S.A. ha suscrito Contratos sin Licitación cuyo objeto es cubrir la demanda de los Usuarios Regulados de los Sistemas Aislados de Atalaya y Purús, mediante generación solar fotovoltaica19 que sería de propiedad de un productor independiente.

Asimismo, si bien a la fecha únicamente se ha efectuado en el marco de la Ley N° 28832 un proceso de licitación orientado al suministro de electricidad al Sistema Aislado Iquitos20, dicho mecanismo persiste como una alternativa para incorporar productores independientes en Sistemas Aislados.

En ambos casos, en principio el acceso del productor independiente se encuentra sujeto a la voluntad del distribuidor de permitir dicho acceso a través de la suscripción de un contrato de compra de potencia y/o energía con plazo suficiente para realizar la inversión. Asimismo, una vez instalado en el Sistema Aislado, enfrenta una asimetría con el distribuidor debido a la especificidad del activo de generación (y transmisión si hubiera) en cuanto a la posibilidad de ser retirado sin incurrir en costos elevados y de tener un valor alternativo en otro mercado, que le podría exponer a dificultades en materia de su capacidad de mantener las condiciones contractuales originales que dan viabilidad al emprendimiento.

Adicionalmente, a esta dificultad de acceso y permanencia propia de su relación con el distribuidor, en el caso de suscribir contratos sin licitación el productor independiente se verá sujeto a la variación de precios que la revisión de Precios en Barra que se calculan anualmente de acuerdo con el artículo 47° de la LCE. De otro lado, si bien los contratos generados vía licitación brindan mayores seguridades en términos de firmeza de precios y posibilidad de modificar plazos o precios del contrato21, es necesario reformar las normas que regulan estas licitaciones para adecuar los productos posibles de ser contratados a la disponibilidad de potencia y energía que cada tecnología ofrece22 y establecer cómo los precios de estos contratos serán incorporados en el cálculo de los Precios en Barra de Sistemas Aislados.

2.2.5 Marco normativo no aborda productores independientes en Sistemas Aislados

En caso de Sistemas Aislados en los que una sola entidad integra verticalmente toda la cadena de la industria, los siguientes aspectos no requieren abordarse debido a que hay

19 De acuerdo a la información disponible, el esquema desarrollado por Electro Ucayali S.A., permitirá inyectar

al año, un total de 185 MWh al Sistema Aislado de Purús (reemplazando el 50% de la actual producción con diésel), y 700 MWh al Sistema Aislado de Atalaya (reemplazando el 30% de la actual producción con Diésel).

20 Dicho proceso fue cancelado por la empresa distribuidora a solicitud de la autoridad sectorial debido al proyecto de interconexión del Sistema Iquitos al SEIN.

21 La Ley N° 28832 señala que estos aspectos del contrato solo pueden ser modificados si Osinergmin lo autoriza.

22 Este tema se explica con detalle en el Informe elaborado por este grupo de trabajo referido a la separación de contratación de potencia y de energía.



un único responsable por la operación y la calidad del servicio eléctrico en dicho sistema eléctrico.

Sin perjuicio de lo anterior y no obstante que la realidad imperante desde la expedición de la LCE ha sido la operación de una única entidad verticalmente integrada en cada Sistema Aislado, en la actualidad se presenta el caso del Sistema Aislado Iquitos con dos empresas actuantes, una que integra toda la cadena y otra que integra generación y transmisión. Esto mismo se produciría en Sistemas Aislados menores como el caso de Electro Ucayali S.A.

Este nuevo escenario plantea la necesidad de tratar los siguientes aspectos, operativos y de asignación de responsabilidades23 previamente considerados innecesarios, con la finalidad de colaborar en el acceso de inversión privada en generación en los Sistemas Aislados, que inclusive en el caso de tratarse de generación RER permitirán reducir emisiones de carbono, además de un mejor uso de los recursos recaudados para electrificación rural.

2.2.5.1 Programación y coordinación de la operación

La LCE y la Ley 28832 no establecen qué entidad en los sistemas aislados estará a cargo de coordinar la operación y despacho de los mismos, no obstante que prevé que las actividades de generación, transmisión y distribución podrían ser realizadas por diferentes entidades.

En el caso particular del Sistema Aislado Iquitos, con la incorporación de GENRENT se ha dado lugar a que operen dos agentes generadores. Las reglas y normas de operación y despacho han sido fijadas en el Contrato de Suministro, las cuales solo aplicarán hasta la integración de Iquitos al SEIN. Aun así, solo se han dispuesto algunas reglas generales, estando pendiente de establecerse las reglas que serían aplicables en caso de la operación de un tercero agente.

La incorporación de nuevos agentes generadores, sean convencionales o RER, requiere que las reglas sean establecidas con anticipación determinando qué entidad será la responsable de coordinar el despacho y realizar la operación, y cómo lo hará, ya que, caso contrario, nos encontramos ante un problema de falta de predictibilidad.

En tal sentido, al igual que en el SEIN, en los Sistemas Aislados debe establecerse un monopolio legal de la actividad de coordinación de la operación, que podría ser un operador independiente o la propia empresa distribuidora para los Sistemas Aislados según cada caso lo justifique24.

2.2.5.2 Asignación de responsabilidades por afectación a indicadores de calidad

La Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos o NTCSE (Decreto Supremo N° 020-97-EM) tiene por finalidad establecer los niveles mínimos de calidad de los servicios eléctricos y las obligaciones de las empresas de electricidad y los clientes que operan bajo el régimen de la Ley de Concesiones Eléctricas, Decreto Ley N° 25844. Por tal motivo, es de aplicación imperativa para el suministro de servicios relacionados con la generación, transmisión y distribución de la electricidad sujetos a regulación de precios. Si bien el numeral 3.5 de la NTCSE dispone que es el COES (el operador del SEIN) quien debe efectuar los estudios e informes para determinar a los responsables

23 No se considera aún necesario abordar temas asociados a liquidaciones en un mercado de generación

centralizado similar al que opera en el SEIN, debido a que el modelo actualmente adoptado en los Sistemas Aislados es el de comprador único (la empresa distribuidora), la cual es responsable de brindar suministro eléctrico a todos los usuarios conectados a su red, toda vez que en estos sistemas no existen usuarios libres.

24 Por ejemplo, hasta antes de la Ley N° 28832, el Reglamento de la LCE establecía que un criterio a ser tomado en cuenta para proceder a crear un Comité de Operación Independiente en un sistema eléctrico era que el mismo tuviera un tamaño de al menos 100 MW.



que ocasionen transgresiones en la calidad de producto o de suministro, no queda claro cómo ello operaría debido a que las entidades de los Sistemas Aislados no están obligadas a integrar el COES.

Inclusive, en determinados escenarios de operación, el coordinador puede ser asignado responsable por las transgresiones a los indicadores de calidad, no estando claro aún qué entidad debe coordinar la operación en cada Sistema Aislado (salvo el caso del Sistema Aislado de Iquitos).

Por ello es necesario regular los aspectos de asignación de responsabilidad para los Sistemas Aislados, especialmente en aquellos casos en que se cuente con más de una entidad operando en ellos.

2.2.5.3 Solución de controversias

En la programación o coordinación de la operación pueden surgir conflictos entre las entidades del Sistema Aislado y quien efectúe la coordinación de la operación, ya sea por las decisiones operativas tomadas en tiempo real o por la aplicación de los procedimientos operativos establecidos para la programación y coordinación de la operación. A diferencia del SEIN, en los Sistemas Aislados no se ha establecido la instancia a la cual recurrir para resolver tales controversias (salvo el caso del Sistema Aislado Iquitos), aspecto que debiera ser abordado.

2.3 El Problema Identificado De la revisión del marco legal y de la situación existente se concluye que si bien:

i) El aprovechamiento de los RER en los Sistemas Aislados puede brindar amplios beneficios en cuanto a reducción de emisiones de carbono y liberar recursos recaudados por electrificación rural para otros fines distintos al mecanismo de compensación para Sistemas Aislados, y

ii) La ley permite el acceso de productores independientes en estos sistemas, dicho acceso está sometido a la voluntad del distribuidor mediante contratos sin licitación o licitados.

Existen aspectos vinculados a los riesgos en la sostenibilidad de los precios pactados con el distribuidor y el cálculo del Precio en Barra de Sistemas Aislados, así como aspectos de la operación, asignación de responsabilidades por transgresiones de calidad y solución de controversias que requieren ser abordados con la finalidad de facilitar el ingreso de productores independientes al eliminar la incertidumbre a que se vería enfrentado éste frente a la empresa distribuidora que actúa como comprador único en dicho sistema eléctrico.

En particular, se observa que en muchos casos los costos de generación con sistemas RER ya serían suficientes para motivar un menor uso de generación que utiliza combustibles líquidos. En ese sentido, la importancia de abordar esta problemática, para acelerar su adopción en los Sistemas Aislados.



3 Alternativas para enfrentar el Problema

3.1 Definición de Objetivos Para una adecuada evaluación de las alternativas que puedan adoptarse frente al problema identificado, es necesario establecer alguna métrica o métricas que permitan valorar cómo éstas se espera que afecten los resultados actualmente observados.

La Resolución Suprema N° 006-2019-EM establece que la CRSE tiene por objetivo general formular propuestas orientadas a la adopción de medidas que garanticen la sostenibilidad y desarrollo del Subsector Electricidad en las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de la energía eléctrica; y, en ese sentido, los informes que elabore deben procurar la operación sostenible y eficiente del Subsector Electricidad con plena sujeción a los principios de predictibilidad, seguridad jurídica e igualdad.

Alcanzar este objetivo general requiere de la definición de objetivos más específicos que puedan ser de alguna manera valorados. Para ello, se ha considerado conveniente remitirse a los siguientes objetivos de la Política Energética 2010-2040:

1. Contar con una matriz energética diversificada, con énfasis en las fuentes renovables y la eficiencia energética.

2. Contar con un abastecimiento energético competitivo. 3. Acceso universal al suministro energético. 4. Contar con la mayor eficiencia en la cadena productiva y de uso de la energía. 5. Lograr la autosuficiencia en la producción de energéticos. 6. Desarrollar un sector energético con mínimo impacto ambiental y bajas emisiones

de carbono en un marco de Desarrollo Sostenible.

No obstante, estos se agrupan considerando su vinculación, para sintetizarse en los siguientes objetivos de interés:

Énfasis en energías renovables, mínimo impacto ambiental y bajas emisiones de carbono.

Contar con abastecimiento competitivo, eficiencia en la producción de energía y autosuficiencia.

Acceso universal a la electricidad.

3.2 Análisis de Alternativas

3.2.1 Alternativa 1: Modificar el esquema de contratación bilateral para RER en Sistemas Aislados

La primera alternativa consiste en mejorar el esquema actual, el cual deja a discreción de la Distribuidora, la incorporación de nueva generación de propiedad de otra entidad en los Sistemas Aislados a través de la suscripción de contratos de suministro.



En este caso para mitigar el riesgo regulatorio asociado a los contratos sin licitación, se propone que se modifique la legislación de modo que sólo para el caso de la generación RER se establezca un mecanismo temporal de tarifas de entrada (feed-in) revisable periódicamente según cada tecnología y rangos de tamaño de planta. El periodo de revisión se establecería de modo que sea suficientemente amplio como para permitir al inversionista en generación RER obtener financiamiento para desarrollar su proyecto, pero suficientemente corto como para ir trasladando al usuario las ganancias que en eficiencia de costos pueda generar la evolución tecnológica en el tiempo. De este modo, para estas tecnologías el precio máximo de los contratos sin licitación sería temporalmente la tarifa feed-in y no los Precios en Barra del artículo 47° de la LCE.

Complementariamente, para evitar que este mecanismo incentive un ingreso excesivo de generación RER en los Sistemas Aislados, se debe establecer que su conexión se encuentra limitada a aquella capacidad máxima que considerando aspectos técnicos permitan garantizar una operación confiable y segura del sistema eléctrico.

Adicionalmente, se debe incorporar en la legislación que en tanto en los Sistemas Aislados todos los usuarios se encuentren sujetos a regulación de precios, es la empresa de distribución que sirve al Sistema Aislado la encargada de realizar la programación del despacho económico y la coordinación de la operación en tanto la demanda en dicho sistema eléctrico no supere un umbral de potencia prestablecido (p.e. 100 MW como antiguamente se considerando), caso contrario sería necesario que se cree un coordinador independiente. En tanto, el coordinador sea la empresa de distribución, la evaluación de controversias y responsabilidades por transgresiones a las normas de calidad podría encargarse a Osinergmin u otra entidad de derecho público; caso contrario dichas labores recaerían en el operador independiente, cuyo funcionamiento estaría sujeto a un cargo regulatorio a ser incluido en la tarifa eléctrica y fijado por Osinergmin.

Finalmente, se considerarían las tarifas feed-in en el cálculo de los Precios en Barra de los Sistemas Aislados, considerándolas para efectos del cálculo de los costos medios que determinan las tarifas eléctricas. En este caso, para el cálculo de los Precios en Barra de Sistemas Aislados podría o no considerarse los descuentos que el distribuidor pudiera conseguir respecto de las tarifas feed-in que establezca el regulador.

3.2.2 Alternativa 2: Disponer sólo contratación por licitaciones en Sistemas Aislados

La segunda alternativa consiste en establecer obligación al distribuidor del Sistema Aislado para que el suministro de sus usuarios regulados sólo se efectúe ya sea mediante activos propios o mediante licitaciones de suministro por nueva inversión en generación eléctrica de acuerdo con las tecnologías previstas en el plan de expansión que haya aprobado por la autoridad sectorial para el Sistema Aislado y de acuerdo con los plazos de anticipación suficientes para el desarrollo y puesta en servicio de los proyectos, y las bases que apruebe el regulador (con la finalidad de cautelar los derechos de los usuarios). Dichas licitaciones debieran ser flexibles, de modo que el distribuidor pueda contratar energía y/o potencia según vaya requiriendo de ellas. Los precios de los contratos resultantes de estas licitaciones se considerarían en el cálculo de los Precios en Barra de los Sistemas Aislados sin incorporar ningún factor de incentivo a la contratación mediante licitaciones, puesto que sería la única opción disponible para el distribuidor para contratar suministro de otro agente.

De manera similar al caso anterior, se debe incorporar en la legislación que en tanto en los Sistemas Aislados todos los usuarios se encuentren sujetos a regulación de precios, es la empresa de distribución que sirve al Sistema Aislado la encargada de realizar la programación del despacho económico y la coordinación de la operación en tanto la



demanda en dicho sistema eléctrico no supere un umbral de potencia prestablecido (p.e. 100 MW como antiguamente se considerando), caso contrario sería necesario que se cree un coordinador independiente. En tanto, el coordinador sea la empresa de distribución, la evaluación de controversias y responsabilidades por transgresiones a las normas de calidad podría encargarse a Osinergmin u otra entidad de derecho público; caso contrario dichas labores recaerían en el operador independiente, cuyo funcionamiento estaría sujeto a un cargo regulatorio a ser incluido en la tarifa eléctrica y fijado por Osinergmin.

3.3 Valoración y Selección de Alternativa A partir de las alternativas planteadas se ha efectuado una valoración cualitativa de los impactos que se esperan de cada alternativa considerada en el alcance de los objetivos específicos. Del mismo se concluye que es conveniente adoptar la Alternativa 2.

Cuadro N° 4

Alternativa Agentes involucrados

Objetivo Específico

Impacto Tipo de impacto

1) Modificar el esquema de contratación bilateral para RER en Sistemas Aislados: -- Se sigue dejando a criterio del distribuidor brindar acceso a productores independientes. - Se establece temporalmente sistema de tarifas feed-in para RER. - Se define responsables de operación, evaluación de transgresiones de calidad, y controversias.

Generadores Distribuidores Usuarios

Regulados

Énfasis en energías renovables, mínimo impacto ambiental y bajas emisiones de carbono

Se sigue dejando a criterio del distribuidor brindar acceso a productores independientes.

Positivo bajo, el distribuidor definirá según sus beneficios si contratar bilateral o efectuar licitación.


Se delega al distribuidor el buscar ofertas menores a las tarifas feed-in para trasladar parte de esos ahorros al usuario.

Positivo bajo, el distribuidor buscará tecnologías que le generen mayor beneficio, no necesariamente las menos costosas.


Según se vayan integrando las RER se liberan fondos para su uso en electrificación rural.

Positivo bajo, la sustitución de combustibles fósiles se dará según decida sus contratos el distribuidor.

2) Disponer sólo contratación por licitaciones en Sistemas Aislados: -Suministro del distribuidor solo por licitaciones según plan de expansión, sin aplicación de factores de incentivo a la contratación. - Se define responsables de operación, evaluación de transgresiones de calidad, y controversias.

Generadores Distribuidores Usuarios

Regulados

Énfasis en energías renovables, mínimo impacto ambiental y bajas emisiones de carbono

El plan de expansión integrará energías renovables de manera adecuada.

Positivo alto, mediante un estudio se determinará el mix energético de menor costo, lo que integrará la RER de manera apropiada.


Se realizan licitaciones, que incluirán recursos RER (autóctonos) según lo planificado.

Positivo alto, mediante procesos competitivos se descubrirán los precios.


Al disminuir uso de combustibles fósiles se liberan fondos para su uso en electrificación rural.

Positivo alto, la sustitución de generación en base de combustibles líquidos se efectuará conforme a lo planificado.



4 Conclusiones y recomendaciones

Como resultado del análisis efectuado, el GT de Generación recomienda:

1. Someter el siguiente informe a consideración de la CRSE, con el objeto de que este sea publicado en la respectiva página web de la CRSE, y de considerarlo la CRSE, incluirlo como parte de los cambios que corresponde realizar en el corto plazo.

2. Tomar en cuentas estas recomendaciones, como aporte a la discusión de los temas relevantes del sector para las decisiones que deban adoptarse mediante ajustes reglamentarios, como son cambios en la Ley 28832 y la Ley de Concesiones Eléctricas, conforme a los resultados de la evaluación en el numeral 3 del presente informe.



5 Anexos

ANEXO A

Análisis de comentarios de los Interesados

Hasta el 22 de noviembre de 2019, se recibieron los opiniones o sugerencias que son analizados a continuación.

A. Engie Energía Perú S.A. (en adelante “Engie”)

Comentarios

En lo que respecta al mecanismo de Subasta al amparo del Decreto Legislativo 1002, Engie sostiene lo siguiente:

- Debe tenerse en cuenta el cambio de condiciones que surgirían luego de una posible interconexión del Sistema Aislado al SEIN, dado que el precio en barra efectivo del Sistema Aislado involucrado ya no tendría vigencia.

- La aplicación del MCSA ya no podría ser utilizado como parte de la remuneración del adjudicatario.

- Las labores de coordinación de los Sistemas Aislados sean delegadas a una entidad independiente.

Sobre las licitaciones que se realizan en el marco de la Ley 28832, Engie tiene las siguientes observaciones:

- Sólo están diseñadas para la demanda no cubierta, y no para la demanda que está cubierta con generación actual.

- No contemplan el suministro a sistemas rurales y el desarrollo de pequeñas redes eléctricas.

- No pueden orientar el proceso de licitación a una determinada tecnología.

- Existe la posibilidad de que la licitación sea declarada desierta, debido al corto plazo que se tendría para la ejecución de los proyectos y si las condiciones establecidas no generan competencia.

- Se requiere modificar el Contrato de Concesión de Reserva Fría de Generación del Proyecto "Suministro de Energía para Iquitos"

Análisis

Como indica Engie, una vez que un Sistema Aislado se interconecte al SEIN, no resulta aplicable más los Precios en Barra Aislado en dicho Sistema Aislado, y tampoco el Mecanismo de Compensación de Sistemas Aislados (MCSA). En esa medida, efectivamente se genera un riesgo de ingresos en los inversionistas, al existir la posibilidad de que se deje sin efecto los mecanismos regulatorios por medio de las cuales se hace viable la recuperación de las inversiones del adjudicatario.

Por otra parte, en lo que respecta a los comentarios a la Ley 28832, efectivamente las licitaciones tienen por objeto que los Distribuidores puedan



cubrir la demanda de sus Usuarios, sin considerar el tipo de tecnología de la unidad de generación que suministrará electricidad. Por tal motivo, el mecanismo de licitación de la Ley 28832 como está diseñado, no podría ser utilizado para promover energías renovables no convencionales, sin que se tenga que realizar las modificaciones correspondientes.

Finalmente, sobre la necesidad de que exista un coordinador de la operación, con la finalidad de que una entidad independiente garantice la operación segura y económica del sistema, debe tenerse en cuenta que no en todos los Sistemas Aislados será necesario adoptar lo propuesto por Engie, sino solamente en aquellos Sistemas Aislados en los cuales por razones técnicas-económicos vinculados a la oferta y demanda así lo justifiquen.

B. Acciona Microenergía Perú (en adelante “Acciona”)

Comentarios

- El marco regulatorio vigente de la electrificación rural aplicable a la dotación de energía mediante Sistemas Fotovoltaicos Domiciliarios (SFD), no permite el cumplimiento del objetivo por el cual fue emitida la Ley N° 28749, Ley General de Electrificación Rural (LGER), esto es, servir como marco de promoción y desarrollo de la electrificación de zonas rurales.

- Se exige a la dotación de energía mediante SFD requisitos como la Concesión Eléctrica Rural y la Declaración de Impacto Ambiental en los mismos términos que se exigen a los proyectos eléctricos rurales convencionales. Por todo ello, se considera urgente simplificar el trámite de la concesión eléctrica rural para SFD.

- Los SFD no impactan negativamente el medio ambiente, al contrario, su impacto es positivo ya que su uso evita la utilización de petróleo y otros tipos de combustibles fósiles.

- No es viable exigir a los proyectos con SFD el monitoreo de calidad de Aire, Ruido y Radiaciones Electromagnéticas.

- La exigencia de presentar DIA y CIRA (Certificado de Inexistencia de Restos Arqueológicos) la considera innecesaria.

- El beneficio del FOSE es fundamental dentro del modelo económico de los proyectos con SFD.

- Es fundamental conocer la ubicación geográfica de la demanda y la demanda en sí misma.

- Sin enfoque social, los proyectos con SFD en comunidades rurales aisladas (CRA) no son sostenibles.

- No se ha abordado en ningún momento la problemática de los sistemas autónomos aislados como pueden ser los SFD. A su criterio, dicha problemática es de relevancia ya que afecta a las zonas especialmente aisladas de nuestro país, donde se encuentra realmente la brecha de acceso a la electricidad (última milla) y que sólo podrán ser atendidas con ERNC, específicamente con SFD.

- En la tarifa el componente de recuperación de inversión está en función del porcentaje de financiamiento público, lo que hace que los usuarios de sistemas financiados privadamente tengan que pagar más que los proyectos con financiamiento público.



- En la revisión tarifaria, fundada en las revisiones de la distribución por redes, se aplican los costes del momento de la revisión a todos los sistemas existentes. En tecnologías en evolución con precios a la baja, como los SFD, esto genera costes hundidos que no permite la recuperación de las inversiones hechas y desanima la inversión privada

- Desarrollar una normativa técnica específica para los SFD3G

Análisis

Los temas vinculados a los Sistemas Fotovoltaicos Domiciliarios (SFD), efectivamente están vinculados con la normativa referida a electrificación rural, cuya revisión está a cargo del grupo de trabajo de distribución de energía eléctrica. En tal sentido, los comentarios recibidos por Acciona serán remitidos al referido grupo de trabajo, con la finalidad de que actúe de acuerdo a los encargos conferidos por la CRSE.



ANEXO B

Situación Actual y Prospectiva de los Sistemas Aislados

. 1. Oferta en los Sistemas Aislados menores termoeléctricos

De acuerdo con artículo 5 del Decreto Supremo N° 009-99-EM, los sistemas aislados menores son aquellos cuya potencia instalada en menor de 5 MW.

En los Sistemas Aislados Menores termoeléctricos, la generación se efectúa con grupos electrógenos a petróleo diésel. Los grupos son de distintas marcas, potencias y años de instalación. Algunos están inoperativos porque pasaron su vida útil o presentan desperfectos, por lo que se estima se retirarán de servicio en los próximos años. Muchos operan por debajo de su potencia nominal.

En el siguiente cuadro se presenta la relación de centrales termoeléctricas que atienden los Sistemas Aislados.

Cuadro B.1: Centrales termoeléctricas en los Sistemas Aislados Menores

Fuente: Osinergmin.

Se aprecia la diversidad de tamaños y la diferencia entre la Potencia instalada y la potencia efectiva. En el conjunto de centrales el porcentaje de potencia efectiva es solo el 69% de la potencia instalada, lo que evidencia que 31% está no operativo.

El suministro de combustible para las plantas ubicadas en la región Loreto se efectúa desde la planta de Petroperú de Iquitos, y se transporta hasta las localidades mediante transporte fluvial. Cada planta dispone de su propio tanque de almacenamiento.

En los sistemas ubicados en otras regiones, el suministro se efectúa desde la planta de Petroperú más cercana.

Para el presente trabajo de diagnóstico no se dispuso de información detallada de los grupos electrógenos, sus características, rendimientos, costos de operación, mantenimiento y otros.

A efectos de tener una magnitud representativa del costo de generación en estos sistemas, se toma como referencia los valores y parámetros utilizados en los cálculos de precios en barra para el periodo 2018-2019.

Empresa Central TipoPot.Instalada

MW

Pot.Efectiva

MW Region Provincia

Electro Oriente S. A. C.T. CABALLOCOCHA CT 3.33 2.23 LORETO MARISCAL RAMÓN CASTILLA

Electro Oriente S. A. C.T. ISLA SANTA ROSA CT 0.59 0.43 LORETO MARISCAL RAMÓN CASTILLA

Electro Oriente S. A. C.T. MAYORUNA CT 0.7 0.58 LORETO MARISCAL RAMÓN CASTILLA

Electro Oriente S. A. C.T. SAN FRANCISCO CT 0.4 0.3 LORETO MARISCAL RAMÓN CASTILLA

Electro Oriente S. A. C.T. CHACHAPOYAS_ELOR CT 7.25 5.1 AMAZONAS LUYA

Electro Oriente S. A. C.T. CONTAMANA CT 2.79 1.77 LORETO UCAYALI

Electro Oriente S. A. C.T. EL ESTRECHO CT 0.86 0.57 LORETO MARISCAL RAMÓN CASTILLA

Electro Oriente S. A. C.T. GRAN PERÚ CT 0.04 0.03 LORETO MAYNAS

Electro Oriente S. A. C.T. INDIANA CT 1.05 0.68 LORETO MAYNAS

Electro Oriente S. A. C.T. IQT. DIESEL - DIESEL CT 2 1.5 LORETO MAYNAS

Electro Oriente S. A. C.T. LAGUNAS CT 1.4 1.35 LORETO ALTO AMAZONAS

Electro Oriente S. A. C.T. NAUTA CT 3.55 2.55 LORETO LORETO

Electro Oriente S. A. C.T. ORELLANA CT 0.97 0.75 LORETO UCAYALI

Electro Oriente S. A. C.T. REQUENA CT 6.05 3.64 LORETO REQUENA

Electro Oriente S. A. C.T. TAMSHIYACU CT 0.81 0.6 LORETO MAYNAS

TOTAL 31.79 22.08



Osinergmin utiliza un modelo de generador tipo, según el principio de sistema adaptado y Valor Nuevo de Remplazo (VNR). Para los Sistemas Aislados Menores termoeléctricos, el modelo consiste en centrales termoeléctricas con grupos Diesel (Motor reciprocante) operado con petróleo Diesel, de 500 kW de potencia nominal, dos unidades por central.

Para estos grupos se calcula el monto de inversión inicial, y se determina los rendimientos y costos operativos que corresponden a unidades nuevas. El rendimiento de combustible es de 13.74 kWh/galón.

Los precios de los combustibles corresponden a los precios de venta de combustibles en las plantas de PETROPERU, vigentes al 31/03/2019. Para los Sistemas de la región Loreto, el precio base corresponde a la planta de Iquitos que fue de 6,83 S//galón. A este precio se agrega los costos de transporte desde la planta de Iquitos hasta las localidades representativas como Caballo Cocha, Contamana, Nauta, Requena y Tamshiyacu. Los costos de transporte varían entre 1.42 S//galón a 0.8 S//galón, con un promedio de 1.014 S//galón.

Finalmente se agrega los gastos administrativos y el FISE, por lo que el precio medio para los sistemas aislados menores de Electro Oriente S.A. (ELOR), resulta en 7,99 S//galón (2,405 USD/galón)

2. Oferta en Sistemas Aislados Mayores

De acuerdo con artículo 5 del Decreto Supremo N° 009-99-EM, los sistemas aislados mayores son aquellos cuya potencia instalada en mayo o igual que 5 MW y hasta menos de 100 MW.

Actualmente, el Sistema Aislado de Iquitos es el único clasificado como Sistema Aislado Mayor.

Por el tamaño de la demanda y la extensión del área de concesión de distribución, es un sistema mucho mayor que los Sistemas Aislados menores, tanto por la extensión de sus redes de distribución y transmisión y por el equipamiento de generación requerido.

Hasta el año 2017, la única planta de generación del sistema era la CT Iquitos, de propiedad de ELOR, empresa que tenía a su cargo la generación, transmisión y distribución.

A partir del 2017, entró en operación la CT Iquitos Nueva, propiedad de Genrent do Brasil Ltda. (GENRENT), merced al contrato de concesión de setiembre 2013, resultado del Concurso Público Internacional para otorgar en concesión el proyecto “Suministro de energía para Iquitos” convocado por el Estado mediante ProInversión.

Este contrato contempla dos etapas de operación:

- Etapa 1, como Sistema Aislado;

- Etapa 2, como Reserva Fría conectada al SEIN. Que se activa en la fecha de ingreso en operación comercial de la L.T. 220 kV Moyobamba – Iquitos.

Puesto que la LT Moyobamba-Iquitos ha quedado postergada por tiempo indefinido, las condiciones de operación como Sistema Aislado se mantendrán por un plazo aún no definido.

En consecuencia, el parque generador actual está conformado por la CT Iquitos (ELOR) y la CT Iquitos Nueva (GENRENT), equipados con los siguientes grupos:

Cuadro B.2: Unidades de generación de la Central Térmica IQUITOS – ELOR



Fuente: OSINERGMIN.

Del cuadro se observa que la potencia total efectiva es de 54 MW. Los grupos más recientes y de mayor eficiencia son los 3 grupos Wartsila (5, 6 y 7) instalados el 2014, de 7,85 MW de potencia nominal cada uno.

La CT Iquitos Nueva, instalada el año 2017, cuenta con 7 grupos de marca MAN de 11.6 MW cada uno. En el siguiente cuadro se resumen los valores de potencia efectiva y rendimiento de cada una de las unidades:

Cuadro B.3: Grupos de generación de la Central Térmica Iquitos Nueva – GENRENT

Fuente: “Informe de Inspección de Pruebas para POC de la CT Iquitos Nueva”. Energet Ingenieros S.A. 20/10/2017.

La central Iquitos Nueva se conecta al sistema Iquitos mediante una línea de transmisión 60 kV de unos 14 km, que conecta la C.T. Iquitos Nueva con la subestación Iquitos existente.

El suministro de petróleo a las centrales de ELOR y GENRENT se efectúa desde la planta de PETROPERU en Iquitos. Los precios utilizados en la fijación de precios en barra 2018-2019, son los siguientes:

Cuadro B.4: Precio del petróleo R-6 en Iquitos

N° Unidad Estado

Fecha de

Puesta en

Servicio

Tipo de

Combustible

Redimiento

KW.h /

Galón

Potencia

Instalada

MW

Potencia

Efectiva

MW

1 Cat Mak 5 Operativo Feb-02 R-6/Diesel 17.10 7.500 6.800

2 Cat Mak 1 Inoperativo Jun-08 R-6/Diesel 17.10 7.270 -

3 Cat Mak 2 Inoperativo Jun-08 R-6/Diesel 17.11 7.270 -

4 WARTSILA 1 Operativo Abr-93 Residual 6 15.97 6.400 5.500




8 WARTSILA 5 (*) Operativo Abr-14 Residual 6 17.70 7.850 7.466



11 CUMMINS 1 Operativo Ago-10 Diesel 2 14.53 2.000 1.300

12 Cat.3-3516B -4 Operativo Dic-10 Diesel 2 12.79 2.000 1.200

TOTAL 75.190 54.268

(*) Valores de rendimiento y potencia efeciva actualizados según el Informe:

Estudio de determinación de la potencia efectiva y rendimiento de la central térmica Iquitos – 23MW.

Elaborado por HAMEK SAC. Oct.2017

Potencia Efectiva Rendimiento

(MW) 100% carga

Genrent 1 11,124 18 451

Genrent 2 10,958 18 161

Genrent 3 11,293 18 445

Genrent 4 10,919 18 297

Genrent 5 11,168 18 326

Genrent 6 11,140 18 485

Genrent 7 10,789 18 105

Total 77,391 18 324

Grupos



Fuente: OSINERGMIN.

Los costos de producción en las centrales de Iquitos, según lo calculado por Osinergmin, son:

CT Iquitos Nueva 11,7 ctvUSD/kWh

CT Iquitos 12,2 ctvUSD/kWh

Los registros de despacho del año 2018 muestran que la demanda total de Iquitos es cubierta sólo por la generación de GENRENT, quedando los grupos de ELOR como reserva.

3. Demanda en los Sistemas Aislados menores termoeléctricos

La demanda total de los Sistemas Aislados menores llega a 49.5 GWh/año y 11.7 MW, con un factor de carga de 0.45 (según cálculos efectuados por Osinergmin)

La tasa de crecimiento anual ponderado es de 13%. Este alto valor de crecimiento se debe en gran medida al fuerte incremento registrado en el SER25 Iquitos Rural (34%) y en los sistemas de Caballococha, Nauta e Indiana, que superan el 12% anual.

El consumo es predominantemente residencial y de alumbrado público, con picos de demanda en las horas vespertinas (19:00 a 20:00 horas). El factor de carga de 45% corresponde a servicios de poblaciones menores.

En la mayor parte de los sistemas el servicio es las 24 horas del día.

Los diagramas de carga típicos de algunos Sistemas Aislados muestran este patrón de consumo diario.

25 SER: Sistema Eléctrico Rural.

Soles/galón

Costo de combustible en planta de venta 5.95

FISE 0.08

Costos de Gastos Administrativos 0.05

Costo de Transporte a la central 0.37

Costo total 6.45

tasa de cambio soles/dólar 3.32

Costo total US$/galón 1.94



Gráfico B.1: Diagramas de carga típicos de Sistemas Aislados Menores

Atalaya

Fuente: OSINERGMIN.

Caballococha Contamana

Nauta Requena

Tamshiyacu Indiana (servicios de 6:00 a 24:00)



Gráfico B.2: Diagrama de carga típico de Sistemas Aislados Menores usado por Osinergmin para el cálculo de tarifas en barra

Fuente: Osinergmin

Perspectivas de evolución de la demanda a mediano plazo

Según las cifras de demanda utilizadas para la fijación de Precios en Barra, la tasa de crecimiento anual de la demanda conjunta de estos sistemas es de 13%. Este elevado incremento se explica por la expansión de los servicios rurales y la ampliación de las redes de distribución.

Así por ejemplo, para el SER Iquitos Zona Sur se tiene un crecimiento de 34%. Otros sistemas con tasas mayores a 12% anual son: Caballococha, Nauta e Indiana.

Puesto que este crecimiento es coyuntural, se estima que para los próximos años el crecimiento será menor. Tomando como referencia el crecimiento registrado en el SA Iquitos, que es del 5.4% para el periodo 2019-2017, se estima que el crecimiento medio de los Sistemas Aislados, para la próxima década, se situará entre 7 a 10% anual

Con estas tendencias se proyecta la siguiente demanda del conjunto de sistemas aislados termoeléctricos:

Cuadro B.5: Proyección de demanda Sistemas Aislados Menores termoeléctricos

Fuente: OSINERGMIN.

Tasa crec 7% Tasa crec 10%

AñoEnergia

MWh

Max. Dem

KW

Energia

MWh

Max. Dem

KW

2019 49,510 12,471 49,510 12,471

2020 52,976 13,343 54,461 13,718

2021 56,684 14,278 59,907 15,089

2022 60,652 15,277 65,898 16,598

2023 64,897 16,346 72,487 18,258

2024 69,440 17,491 79,736 20,084

2025 74,301 18,715 87,710 22,092

2026 79,502 20,025 96,481 24,302

2027 85,067 21,427 106,129 26,732

2028 91,022 22,927 116,742 29,405

2029 97,393 24,531 128,416 32,345

2030 104,211 26,249 141,257 35,580



Gráfico B.3: Proyección de demanda Sistemas Aislados Menores termoeléctricos

Fuente: OSINERGMIN.

La demanda al finalizar la década 2020, podría estar entre 26 a 36 MW con consumos de energía de 104 a 141 GWh anual.

Esta demanda, de mantenerse la situación actual en cuanto al uso de combustibles líquidos para la atención de la demanda de energía eléctrica incrementará además las emisiones de carbono (CO2). De este modo, para los Sistemas Aislados menores se calcula que las emisiones de CO2 para el año 2019 serían de 33.6 mil toneladas y para el 2030 de 70 mil toneladas.

Cuadro B.6: Proyección de demanda, consumo de petróleo y emisiones de CO2 - Sistemas Aislados Menores

Fuente: Osinergmin.

4. Demanda en el Sistema Aislado Iquitos

La máxima demanda de Iquitos el año 2018 fue de 62 MW, ocurrida el 29/10/2018 a las 18:30 horas. La producción de energía fue del orden de 330 GWh, con un factor de carga de 61%.

ELOR ha mejorado y ampliado recientemente sus subestaciones de transmisión de Iquitos y Santa Rosa, las que disponen ahora de una capacidad de transformación de 60 MVA cada una en el nivel de 60 kV, por lo que pueden atender una potencia de hasta 100 MW.



Siendo Iquitos la principal ciudad de la región Loreto, el tipo de carga es diversa: residencial, comercial, pequeña industria y alumbrado público. El pico de carga diaria ocurre entre las 19:00 a 20:00 horas

En el gráfico adjunto se aprecia los diagramas de carga típicos de días laborables y domingo.

Gráfico B.4: Diagrama de carga diario típico SA Iquitos

Fuente: OSINERGMIN.

La demanda diaria de un día laborable típico tiene un factor de carga del orden de 0,75. La demanda de los domingos y feriados es menor entre 15 a 20% que el día laborable

A lo largo del año, las mayores demandas ocurren en los meses de estiaje (junio a noviembre) mientras que en los meses de lluvias (enero a abril) las demandas máximas son inferiores, hasta en 10%.

Perspectivas de evolución de la demanda a mediano plazo

ELOR, en el estudio de Pre Operatividad de la Ampliación de la Subestación Iquitos (2017), proyecta las siguientes cifras de demanda máxima de potencia al año 2030:

Cuadro B.6: Proyección de demanda del Sistema Aislado Iquitos (MW) según ELOR

Fuente. Estudio de Pre-Operatividad de la Ampliación de la Subestación Iquitos, Distrito de Iquitos, Provincia de Maynas, Región Loreto-ELOR

Año Iquitos Sta Rosa Total Increm.

2018 36.34 21.49 57.83

2019 39.31 22.83 62.14 7.45%

2020 41.55 26.07 67.62 8.82%

2021 44.12 33.16 77.28 14.29%

2022 46.00 34.60 80.60 4.30%

2023 47.88 35.94 83.82 4.00%

2024 49.76 37.28 87.04 3.84%

2025 51.64 38.62 90.26 3.70%

2026 53.53 39.95 93.48 3.57%

2027 55.42 41.29 96.71 3.46%

2028 57.30 42.63 99.93 3.33%

2029 59.19 43.97 103.16 3.23%

2030 61.15 45.31 106.46 3.20%



Gráfico B.5: Proyección de demanda del Sistema Aislado Iquitos

Fuente. Osinergmin.

La máxima demanda del sistema al año 2030 llegaría a 106 MW, con el pico más alto de crecimiento se da el año 2021, con un incremento de 14%.

Por otra parte, en los estudios de Precios en Barra 2019-2020, se obtienen las siguientes cifras de crecimiento de la demanda, a nivel de generación:

Cuadro B.7: Demanda del Sistema Aislado Iquitos 2017-2019

Fuente: Osinergmin.

A partir de estas cifras se proyecta la evolución de la demanda para la próxima década, asumiendo los siguientes escenarios: i) Conservador: 4% anual, ii) Medio: 5.4% anual, iii) Optimista: 8% anual. Las cifras proyectadas resultan:

Cuadro B.8: Proyección de demanda Sistema Aislado Iquitos

Fuente: Osinergmin.

MWh MW Tas de crec anual %

2017 318 58.5

2018 326 61.7 2.7%

2019 351 66.2 7.6%

Tasa media 2019/2017 5.1%

Año GWh MW GWh MW GWh MW

2017 318 58.5 318 58.5 318 58.5

2018 326 61.7 326 61.7 326 61.7

2019 351 66.2 351 66.2 351 66.2

2020 365 68.9 370 69.8 379 71.5

2021 380 71.6 390 73.6 410 77.2

2022 395 74.5 411 77.5 442 83.4

2023 411 77.5 433 81.7 478 90.1

2024 427 80.6 457 86.1 516 97.3

2025 444 83.8 481 90.8 557 105.1

2026 462 87.1 507 95.7 602 113.5

2027 481 90.6 535 100.9 650 122.6

2028 500 94.3 564 106.3 702 132.4

2029 520 98.0 594 112.1 758 143.0

2030 541 101.9 626 118.1 819 154.4

4.0% 5.4% 8%

tasa crecimiento



Con respecto al consumo de petróleo, para el 2019 se calcula un consumo de más de 470 mil barriles de petróleo residual por año, y para el 2030 varía entre 725 mil a un millón cien mil de barriles por año.

Cuadro B.9: Proyección de consumo de petróleo, Sistemas Aislados Iquitos

Fuente: Osinergmin.

Las emisiones asociadas a este consumo de combustible se calculan en más de 230 mil toneladas para el 2019 y para el 2030 varía entre 350 a 540 mil toneladas, según la evolución de la demanda.

Cuadro B.10: Proyección de emisión de CO2, Sistemas Aislados Iquitos

Fuente: Osinergmin.

Consumo de combustible

4.0% 5.4% 8%

Año Barril Barril Barril

2017 424,723 424,723 424,723

2018 436,908 436,908 436,908

2019 471,417 471,417 471,417

2020 490,274 496,873 509,130

2021 509,885 523,705 549,861

2022 530,280 551,985 593,850

2023 551,491 581,792 641,358

2024 573,551 613,209 692,666

2025 596,493 646,322 748,079

2026 620,353 681,223 807,926

2027 645,167 718,009 872,560

2028 670,973 756,782 942,365

2029 697,812 797,648 1,017,754

2030 725,725 840,721 1,099,174

Emisiones de Co2

4.0% 5.4% 8.0%

Año 1000 Ton. 1000 Ton. 1000 Ton.

2017 210 210 210

2018 216 216 216

2019 233 233 233

2020 242 245 251

2021 252 259 272

2022 262 273 293

2023 272 287 317

2024 283 303 342

2025 295 319 370

2026 306 336 399

2027 319 355 431

2028 331 374 465

2029 345 394 503

2030 358 415 543



ANEXO C

Estimaciones costos de sistemas PV

En el caso de las plantas fotovoltaicas, los costos nivelados de energía (LEC), dependen tanto de la inversión inicial (costo de instalación) y costo de capital, así como de los índices de radiación y condiciones climáticas y geográficas de la zona de instalación.

El componente de mayor costo son los paneles solares. Sin embargo, el costo de estos paneles se ha reducido significativamente. Según artículos técnicos, el costo de los paneles se redujo de alrededor de 22 USD/W en 1980 a menos de 1,5 USD/W en 2010 (Bloomberg, 2010). Esta reducción se atribuye al incremento de la producción mundial. Se pronostica que los precios seguirán descendiendo en los próximos años.

Las curvas extraídas de una exposición del Ing Goerge Hille26 muestran las tendencias pronosticadas:

Gráfico C.1: Evolución de precios de módulos PV, según reporte de G.Hille

Fuente: Roland Berger.

De manera similar, y aunque a menor tasa, se ha registrado importantes reducciones en el costo de los otros componentes como los inversores, equipos de control, soportes e instalación.

Al mismo tiempo se ha registrado importantes mejoras en la eficiencia de los paneles.

Según la presentación del Ing. Hille, el costo unitario (por kWp) al año 2015, está entre 900 y 1000 euros (1060 a 1170 dólares según el cambio indicado en el reporte).

26 Exposición: Costos y beneficiosdeproyectosFV (Inversión, O&M). Dipl. Ing. George Hille

Preparado para el proyecto:Bolivia/GIZ PN: 15.2035.2-002.00

Fecha: 28-30 de noviembre de 2017 La Paz, BOLIVIA



Gráfico N° C.2: Precios de planta PV, según reporte de G.Hille

Fuente: Ronald Berger.

Esta tendencia también se aprecia en los montos de inversión declarados por los adjudicatarios de las subastas RER efectuadas en el Perú, para el SEIN, por ejemplo las plantas de Panamericana Solar y Tacna Solar tienen costos de inversión superior a $4000/kWp, en tanto alas adjudicadas en la 4ta subasta, Intipampa y Rubí tienen costos de $1307 y $1142 por kWp.

De manera similar los factores de planta se han incrementado, las primeras PV del SEIN tienen fp entre 21 y 22%, en tanto que las más recientes están entre 31 y 33%; estas variaciones se reflejan en los precios de energía ofertados, que en la 4ta subasta están por debajo de $50/MWh (5 cts$/kWh).

A partir de los montos de inversión declarados y el precio de energía ofertado, se calcula que el costo promedio ponderado de capital (WACC) para los adjudicatarios, está en el orden de 10% anual, sin escalamiento de precios y antes de impuesto a la renta (para Intipampa se calcula 8%).

Para efectos de estimar los costos de energía en los sistemas aislados del oriente peruano, se asume los siguientes valores:

Costo de inversión inicial: Entre $1000 a $1500 /kWp

Vida útil: 25 años

O&M anual fijo: 1.5% de la inversión inicial

WACC: 8 a 10%

Factor de planta: 17 a 20% anual

En el siguiente gráfico se aprecia la variación del costo nivelado para los diferentes parámetros y se compara con el costo variable de generación en las unidades de GENRENT, donde se puede obtener precios de generación solar, menores a 80 USD/MWh.



Gráfico N° C.3: Costo nivelado de producción en plantas PV vs Costo generación en Iquitos

Fuente: Osinergmin.

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Informe: Promoción de energías renovables no … aislados...no obstante que actualmente serían...

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