La Potencia Firme y las RER 2019

Comentarios a Publicación de varios expertos en energía sobre la Participación de Generadores RER en la Bolsa de Potencia.

Por:
Ing. Luis Espinoza Quiñones
Ex-Vice Ministro de Energía
Experto en Regulación Energética
Contacto: [email protected]

Temas en Discusión

  • Existe la “creencia” en muchos ingenieros y profesionales del Sector Eléctrico peruano que los únicos Generadores que tienen “Derecho” a recibir un Ingreso de Potencia del SEIN son las centrales que “operan” en la Hora de Punta (18 a 23 horas).
  • El Ing. Cesar Gutierrez Peña (CGP) en su Blog sostiene que con el reconocimiento de un valor de Potencia Firme a las RER Solares y Eólicas se perjudicaría el pago de Potencia Firme a la Central de Carbón de Ilo, lo cual le obligaría a cerrar.
  • A simple vista existe una discrepancia entre lo opinado por CGP y otros expertos y lo que yo sostuve en un conferencia del CIP (febrero 2019) respecto a la Potencia Firme de las RER, qué conviene aclarar, y además señalar la complejidad de los problemas eléctricos que nos atañen.
    • En mi exposición ante el CIP señale que la Potencia Firme es un Método Administrativo definido en la Ley para compensar a las Centrales por la Confiabilidad que ofrecen al SEIN, y no interviene ningún bloque horario en especial porque es una evaluación en energía.
    • Todas las RER (Hidráulicas, Eólicas, Solares, Biomasa, etc.) tienen energía y por tanto para definir su Potencia Firme se parte de algo que sí se puede evaluar de forma práctica como es la Energía Firme y esta se convierte luego en Potencia Firme. Para las Hidráulicas se usan Bloques hipotéticos de despacho de 8 y 24 horas que no tienen relación con los Bloques de Punta que se usan para facturar la Potencia a los Clientes.
    • Para las RER Eólicas y Solares no ha habido la misma conversión energética que se utiliza para las Hidráulicas, y sólo se ha limitado a señalar que la Potencia Firme es igual a CERO sin mayor explicación.
    • Demostré, con la Estadística del SEIN, que la suma de las Potencias Firmes de todas las Hidráulicas, determinadas con mucha rigurosidad en el método actual, produce un valor igual al 95% de la Potencia Efectiva o Instalada de dichas centrales, cuando en la realidad, en los 3 últimos años, dichas centrales han producido, en Horas de Punta, una Potencia Media igual al 60% de dicha Potencia Efectiva, demostrando que la Potencia Firme es mucho mayor a la Potencia entregada en las Horas de Punta para los meses de Estiaje (junio a noviembre).
    • Entonces, no debe exigirse a las RER Eólicas y Solares, más requisitos que otras centrales no cumplen, dado que estamos en un tema de “convenciones” o “método simplificado de evaluación”.
    • Lo que sí debemos exigir es que la Bolsa de Potencia tenga los recursos para pagar a todas las centrales con derecho de cobro, de tal forma de garantizar un ingreso razonable de Potencia para las centrales de Punta y Reserva.

La Actual Potencia Firme Hidráulica

Antes de ingresar al análisis y revisión del Tema de la Potencia firme es conveniente observar cómo ha evolucionado la Potencia Firme de las Hidráulicas y su verdadero aporte de Potencia en la Horas de Punta, dado que muchos expertos indican que toda central debe estar en capacidad de entregar como mínimo su Potencia Firme en las Horas de Punta.

  • En las figuras se determinado la Potencia Media entregada por las centrales Hidráulicas, en cada mes, desde el año 2016 al año 2018, según información de Despachos del COES.
  • Se observa que entre los meses de junio a noviembre se produce la menor entrega de Energía o Potencia Media y esto es natural en las Hidráulicas. Según esta figura podemos afirmar:
    • La Potencia Efectiva es 4700 MW
    • La Potencia Firme es 4500 MW, equivalente al 95% de la Potencia Efectiva.
    • El valor mínimo de la Potencia Media entregada en las Horas de Punta es 2700 MW, equivalente al 60% de la Potencia Efectiva
  • Entonces, se puede decir, que para los meses de Estiaje, las centrales Hidráulicas sólo entregan el 60% de su Potencia Efectiva como Potencia Garantizada o Mínima, mientras que cobran como Potencia Firme un valor equivalente al 95% de su Potencia Efectiva.
    • Este Problema se produce porque en el Método Actual se asume una Energía Regulable mayor a la que realmente puede dar la central en condiciones exigentes, sobrevalorando la Potencia Firme.

Estas figuras demuestran que la Potencia Firme no está ligada con una entrega real de Potencia, sino es una evaluación administrativa y teórica que trata de definir un método de pago de Potencia Teórica para las Hidráulicas.

  • Este problema lo tienen todas las centrales con energía regulable y que debe ser traducida en Potencia Equivalente.

Tema Previo: El Pago de la Potencia

En el Perú, y en muchos países la electricidad se paga en dos conceptos: Potencia y Energía.

El pago de la Potencia tiene por objeto remunerar la capacidad que no se pagaría con la energía por ejemplo, las Centrales de Punta y la Reserva.

Países donde sólo existen pagos por energía tienen problemas de bajo margen de reserva y alta volatilidad de los Precios. Además esto conlleva a situaciones de Racionamiento que la sociedad no tolera.

En la figura, el dinero pagado por los Clientes como cargo de Potencia se asigna la Bolsa de Potencia que será entregada a todos los Generadores en función del concepto denominado “Potencia Firme”.

En la Figura, el Cliente paga al Generador o Distribuidor:

  • Cargo de Potencia (Precio Pactado)
  • Cargo de Energía (Precio Pactado)
  • Cargo de Transmisión Principal.

El Cargo de Potencia lo transfiere el Generador al COES para que forme la Bolsa de Potencia.

Que Generador necesita el Pago de Potencia

El Pago de Potencia es mucho más importante para los Generadores de Punta y Reserva que para los Generadores de Base.

Los Generadores de Base tienen Costos Variables que les permiten competir en el negocio de los Contratos con Clientes y por tanto, los Ingresos de Potencia sólo representan un 20% de su ingreso total.

El Generador de Punta, al operar muy pocas horas del año, necesita un Ingreso de Potencia que cubra sus Costos Fijos, sino nunca se instalaría y por ende el Sistema estaría propenso a Racionamientos o Interrupciones.

En el Sistema Peruano, los Generadores deben tener Ingresos de Potencia y Energía.

En la Figura, la Demanda se representa como Curva de Duración y en el Despacho se ordenan las Centrales según su Costo Variable (CV).

Las Centrales de Base tienen el menor CV mientras que las Centrales de Punta tienen el mayor CV.

Cómo se define el Precio de Potencia

Desde el punto de vista Marginalista, fundamento de la LCE, el Precio de Potencia representa el menor costo de atender el crecimiento de la demanda de Potencia.

En un “Sistema Planificado” donde siempre esté optimizado, se demuestra que los Ingresos Marginales de Potencia y Energía permiten pagar los Costos Eficientes de todas las Centrales.

Lamentablemente los Sistemas Eléctricos nunca están en el Óptimo, por lo que sólo se puede garantizar el Ingreso de Potencia a las Centrales de Punta, siendo un riesgo del Generador los Ingresos de Energía.

Por simplicidad y seguridad al Inversionista en Generación, y con el objeto de ser muy objetivo, la LCE ha previsto que el Precio de Potencia sea igual al Costo Fijo de la Turbina de Gas expresado en Dólares por KW-mes.

En esta Figura, el equilibrio entre la Oferta (Generadores) y la Demanda producen los Precios Marginales de Potencia y Energía.

La Potencia es Suministrada por el Conjunto

En un Sistema Eléctrico, la demanda de Potencia y Energía de los Clientes es atendida por el Sistema en su Conjunto y no depende de ningún generador en especial.

  • Los contratos entre Generadores y Clientes sólo definen responsabilidades comerciales (precios de Potencia y Energía) y no garantías de suministro o entrega de energía de algún tipo, dado que el COES es el responsable de atender la demanda al mínimo costo.

Es fácil calcular la energía que inyecta y retira cada Generador, en un intervalo de tiempo, pero la Potencia es otro concepto, ya que sólo se paga al Generador por Potencia Firme.

Si la Potencia se pagara sólo a los que operan en la “noche” u “hora punta”, entonces las centrales que no despachan no recibirían ningún Ingreso de Potencia.

  • En el caso de las centrales de Reserva y unidades en mantenimiento estas cobran Potencia sin operar.

En la Figura, los Generadores operan según órdenes del COES y no en función de sus Clientes… por tanto habrá siempre una diferencia entre la Energía Inyectada por el Generador con la Energía Retirada para atender al Cliente. Esta diferencia se llama Transferencia.

La Demanda de Potencia y Energía

  • La Demanda Eléctrica se mide en unidades de Energía y Potencia.
  • La atención de la Demanda lo hace el conjunto de Generadores mediante las órdenes del COES.

Cada día de la semana la Demanda tiene un comportamiento típico, y se puede dividir en Bloques Horarios.

Legalmente la “Hora de Punta” es un bloque definido entre las 18 y 23 horas, pero cada vez mas el verdadero Periodo de Punta se ha trasladado al Mediodía.

Los Precios de Potencia han incentivado a los Clientes a No consumir energía en la Noche.

No debemos de mezclar la Hora de Punta usada para definir el Pago de Potencia de los Clientes con la forma en que se paga la Potencia Firme.

  • En el pago de la Potencia Firme no hay relación con la Hora Punta ni con la operación de la central en el momento de ocurrencia de la Máxima Demanda mensual.

La Economía del Generador

Los Generadores Inyectan Energía al SEIN de acuerdo al Programa del COES y considerando sólo los Costos Variables.

Los Generadores tienen libertar de vender energía a Clientes, denominándosele a dicha venta: Retiro.

La diferencia entre la Inyección y Retiro de Energía se llama Transferencia.

En la Potencia se sigue la “Convención” de que el Generador Inyecta “Potencia Firme Remunerable” (PFR) y se paga con la Bolsa de Potencia.

La Bolsa de Potencia se alimenta con los pagos de Potencia hechos por los Clientes a los Precios Regulados.

En la Figura, los Generadores tienen los siguientes Costos, Ingresos y Egresos:

  • Costo Fijo asociado a la Potencia Efectiva
  • Costo Variable asociado a la Producción de Energía
  • Ingreso Marginal por la Inyección de Energía
  • Ingreso de Potencia asociado a la PFR
  • Egreso de Energía y Potencia por el Retiro del Cliente.
  • Ingresos Contractuales por Energía y potencia del Cliente

El Resultado Económico del Generador depende de:

  • Los costos asociados a su Potencia Efectiva (PEG) y a la Energía Producida (EIG)
  • Los Ingresos percibidos del Cliente por la Venta de Potencia y Energía según el Contrato pactado.
  • Las Transferencias de Potencia y Energía determinados por el COES.
  • Generadores que No Contratan con Clientes (Caso RER) tienen sólo Transferencias del COES y Costos asociados a su Potencia y Energía.
  • Los Generadores de Base con Costos Variables (CVG) iguales a CERO siempre contratan su Energía con Clientes y con ello reducen el riesgo de sólo vender al SPOT a los Costos Marginales.

En la Figura, los Generadores tienen el siguiente Resultado Económico:

  • Si el Precio de Potencia Contratada (PPC) es igual a la suma del PMP+PMR, entonces: sólo recibe un Ingreso Neto = PEG x (K x PMP – CFG)
  • Si el Precio de Energía Contratada (PEC) es mayor al Costo Marginal (CMGE) y a la vez, dicho Costo es mayor al Costo Variable (CVG), entonces: tiene un Ingreso Neto de Energía Positivo.

Los Generadores de Base, mediante contratos con Clientes, diseñan su beneficio económico controlando la energía vendida al Cliente y reduciendo el riesgo de la venta al Mercado SPOT.

  • El Precio SPOT o Costo Marginal de Energía es muy volátil y no sirve para garantizar inversiones de generación. Por ello la Ley 28832 creo la figura de las Licitaciones de Energía, para la Demanda de las Distribuidoras, y facilitar un ingreso seguro para los Generadores.

Para poder vender energía, el Generador necesita, por mandato legal, Potencia y Energía Firme, de tal forma de ofrecer un producto de bajo riesgo al Cliente y reducir la especulación en la comercialización de la electricidad.

Dado que la “Potencia Firme” o “Potencia Confiable” lo provee el SEIN en su conjunto, el Generador que no tiene Potencia Firme, adquiere la misma del SEIN y lo paga al Precio Regulado… esto que debe ser automático, hoy requiere de contratos previos entre Generadores (mero formalismo).

Si algunos Generadores RER no tienen Potencia Firme Remunerable (PFR) entonces deben aumentar su Precio de Energía para compensar la falta de Ingresos de Potencia.

Todos los Ingresos de Potencia de los Generadores vienen de la Bolsa de Potencia.

La Definición de la Potencia Firme

Al inicio de la Reforma Eléctrica (1992), la LCE (25844) y su Reglamento (DS 009-93-EM) establecía que la Potencia Firme debía ser igual a la Máxima Demanda del SEIN y que había un orden de cobro: Primero las Térmicas y luego las Hidráulicas.

  • La suma de las “Potencias Firmes Hidráulicas” era igual a la Diferencia entre la Máxima Demanda y la suma de las “Potencias Firmes Térmicas”, por lo que al aumentar las Térmicas se reducía la Potencia Firme Hidráulica.
  • La Bolsa de Potencia era igual al Precio de Potencia (Costo Medio de la Turbina de Gas sin Margen de Reserva) por la Máxima Demanda.

En el año 1999, ante la llegada de Camisea, y el temor a que el Gas Natural desplace a las Hidráulicas en la Bolsa de Potencia, se cambio el concepto de pago de la Potencia según lo siguiente:

  • La suma de las Potencias Firmes es igual a la Demanda más la Reserva. Esto implica que el Precio de Potencia incluya el Margen de Reserva para pagar a las unidades de Reserva.
  • La Potencia Firme se paga en orden creciente al Costo Variable de la Central, como si fuera un Despacho Virtual.
  • La Bolsa de Potencia se define como el producto del Precio de Potencia (Costo Medio de la Turbina de Gas mas Margen de Reserva) por la Máxima Demanda.
  • Se diferencia entre Potencia Firme (PF) y Potencia Firme Remunerable (PFR) para permitir la facilidad de contratación aunque no cobren Ingresos de Potencia (PFR = 0).
  • Todos los Generadores con PFR acceden a la Bolsa de Potencia y reciben una cantidad proporcional a su PFR. Pueden existir Generadores con PF y con PFR igual a CERO.

La Potencia Firme es un atributo que corresponde al Conjunto de Centrales del SEIN, pero desde el año 1999 se ha simplificado el concepto para garantizar al inversionista un ingreso fijo mínimo y a la vez facilitad de la contratación de Clientes.

La Potencia Firme de las Térmicas se simplifico para que sea igual a la Potencia Efectiva por un Factor de Disponibilidad (95%)

La más beneficiada con el cambio de 1999 fue la Hidráulicas dado que su Potencia Firme no se cambia ante el aumento de las Térmicas:

  • La Potencia Firme Hidráulica se determina colocando su Energía Firme en un Bloque de Punta (8 horas) y otro de Base (24 horas), sin connotación con las Horas de Punta usadas en la Venta a Clientes.
  • El método de la Potencia Firme Hidráulica trata de convertir la Energía Firme en Potencia Firme para con ello establecer una equivalencia con las Térmicas.

Para la Cogeneración se dice que la Potencia Firme es igual a su Potencia Media (Energía entre Tiempo).

Para las Solares y Eólicas se dice que la Potencia Firme es CERO pero sin explicar el porqué.

  • El no tener Potencia Firme limita la contratación con Clientes, pero podría definirse Potencia Firme sin PFR, pero esto debe evaluarse en igualdad de aporte o contribución a la confiabilidad de las centrales que solo tienen energía (todas las RER).

Revisión de la Potencia Firme

Si se desea Revisar el concepto de la Potencia Firme que se aplica en el Perú para las RER, se debe tener en cuenta lo siguiente:

  • La Potencia es un “Ingreso Fijo” que se debe pagar a las centrales de Punta y Reserva para evitar el racionamiento.
  • La Potencia Firme se asocia con la Confiabilidad del Conjunto.
  • El aporte de una Central a la Confiabilidad del Conjunto se mide en un Modelo Probabilístico que determine la Energía Fallada del SEIN ante la presencia o no de dicha Central.
    • Para que una Central tenga Potencia Firme CERO, su influencia en la Confiabilidad del Conjunto debe ser CERO.
  • Las RER (Hidráulicas, Solares y Eólicas) funcionan como Conjunto y aprovechan las sinergias entre ellas.
    • La Modulación de la Energía por parte de las Hidráulicas favorece el aporte de las Eólicas y Solares a la Confiabilidad.

El pago de Potencia es un Método Administrativo definido por el País… No hay mayor exigencia técnica que la de evitar el Racionamiento de Energía… por tanto, no depende de las Horas de Noche o de Día, ni de la rapidez de encendido de la Central, ni del Control del Flujo de Energía de la Central, dado que el COES optimiza el Conjunto según las restricciones que tienen todas las centrales.

  • Por ejemplo: ¿Si las centrales Hidráulicas producen en Hora de Punta menos “Potencia Media” que su Potencia Firme, entonces, se le debería exigir que devuelvan lo cobrado en Exceso?… Si esto ocurre es un error del Método Administrativo de cálculo de la Potencia Firme Hidráulica, dado que se esta convirtiendo Energía Firme en Potencia Firme equivalente.

El posible impacto de las RER en la Central de Carbón de Ilo

Todas las Centrales disponibles e incluidos dentro del Margen de Reserva tienen derecho a cobrar por la Potencia Firme Remunerable (PFR).

Las actuales centrales RER Eólicas y Solares tienen contratos con “Primas RER” donde sus Ingresos son Fijos y no cambian por el reconocimiento y pago de la PFR.

Por lo tanto, el reconocimiento de una PFR para las RER Eólicas y Solares se debería aplicar a las Nuevas Centrales RER y eso sería a partir del 2021.

  • Se podría definir un valor para la PF de las RER Eólicas y Solares actuales y señalar que la PFR de dichas centrales es igual a CERO mientras duren sus contratos con Primas RER.

El MEM controla el Margen de Reserva (MR) y este debe reconocer, como mínimo, el pago de la PFR de las centrales de Bajo Costo, incluidas las de gas natural y carbón (Ilo)

  • Por lo tanto, no es del todo cierto que el incluir a las RER Solares y Eólicas en la Bolsa de Potencia complique la situación de la Central Térmica a Carbón de Ilo (CTC Ilo), dado que esta central es necesaria para el SEIN.
  • Si no alcanzara la Bolsa de Potencia para pagar a la CTC Ilo, entonces el MEM debe aumentar el Margen de Reserva.

La Masificación del Gas Natural

La Masificación del Gas Natural es una Política del Estado expresado en diversas Leyes a lo largo de muchos años.

  • Ley 27133: Promoción de Camisea y la Industria del Gas Natural.
  • Ley 29970: Ley de Seguridad Energética (Desarrollo de Sistema Integrado de Gasoductos)

Dicha Masificación requiere de condiciones especiales para el desarrollo de Lotes…

  • Sistemas de Procesamiento del Gas (Malvinas en Camisea), y
  • Sistemas de Transporte.

Todos los países que han Masificado el Gas Natural han construido Ductos que unen las ciudades y los grandes centros de consumo a las áreas de producción (Lotes y Plantas de Procesamiento del Gas Natural).

La Sinergía entre el Gas y la Electricidad

El Sector Eléctrico depende del desarrollo del Gas Natural:

  • 50% de la Generación puede ser asumida por el Gas a un Precio Monómico entre 40 y 50 US$/MWh.
  • Esta concentrado en Lima
  • Tiene firmados 650 MMPCD de capacidad de transporte del gasoducto central.

El Sur importa más de 1000 MW del Centro porque las Centrales del Sur (1500 MW) no tienen Gas Natural.

Cada año aumenta el consumo de Diesel en el Sur producto de la baja confiabilidad del Transporte Eléctrico.

La Necesidad de Mejorar la Relación Gas-Electricidad

Hoy, el Marco Regulatorio ha definido como responsable de Garantizar la Disponibilidad del Gas y Transporte al Generador Eléctrico, lo que ha conllevado a contratar el 100% del Transporte de Gas como un Costo Fijo para que el Generador tenga Derecho a cobrar la Potencia Firme. Esto origina los siguiente problemas:

  • Contratación de 650 MMPCD de capacidad de Transporte a TGP cuando se usa sólo la mitad, elevando el costo medio de producción y con ello los precios ofertados a los Clientes.
  • Necesidad de declarar precios Nulos o Bajos del Gas Natural para forzar el despacho de la Central y con ello usar el Gas y Transporte pagado como Costo Fijo.
  • Limitar el uso del GSP dado los excedentes de compra de Gas y Transporte en el Centro del país. Esto es contrario a una política de Seguridad Energética.

Por tanto, si se desea una verdadera competencia en la Generación, entre todas las tecnologías, debe eliminarse la responsabilidad de la garantía en el suministro del gas al Generador, convirtiendo al gas natural en un costo variable que es asumido sólo si se utiliza. Este cambio permitiría una reducción en los costos de producción y con ello la reducción de los precios de largo plazo.

  • Esta solución implica un Gestor del Gas que administre la Compra y Utilización del Gas de forma eficiente, evitando la Declaración del Precio del Gas y fomentando el uso eficiente de un recurso energético escaso.

Conclusión

La Potencia Firme es un concepto creado en la Ley de Concesiones Eléctricas para garantizar ingresos mínimos a los Generadores en función a su aporte a la Confiabilidad energética del Conjunto. A este aporte se le denomina “Potencia Firme”.

  • Sólo las Térmicas tienen una Potencia Firme determinada de forma directa y sencilla.
  • Para las Hidráulicas y otras RER, que aportan Energía, se debe hacer una traducción o conversión de Energía Firme a Potencia Firme.

La Potencia Firme no esta asociada a la Demanda de Punta ni al Despacho efectivo de las Centrales.

No se ha demostrado que las RER Eólicas y Solares deban tener Potencia Firme igual a CERO. Debe separarse el concepto de Potencia Firme usada en los Contratos con los Clientes del concepto de Potencia Firme Remunerable que participa de la Bolsa de Potencia.

La Bolsa de Potencia debe siempre pagar a las Centrales que se requieren en la Operación del SEIN y eso incluye a las centrales de Carbón y también a las RER Eólicas y Solares según la Confiabilidad que ofrecen.

Para las centrales Hidráulicas, de Carbón y otras de Base, el Ingreso por Potencia representa solo el 20% del Ingreso Total de la Central. Por lo tanto, No debe ser un drama para la Central de Base el tener una pérdida en el Ingreso de Potencia, dado que siempre puede contratar con Clientes.

El MEM debe ir mejorando el reconocimiento del pago de Potencia a las diversas tecnologías, pero debe vigilar que la Bolsa de Potencia tenga los recursos económicos para pagar las tecnologías que el sistema requiere. Muchas criticas de los generadores actuales viene a que la Bolsa de Potencia no incluye los verdaderos requerimientos del SEIN y castiga por tanto a los generadores actuales y sobre todo a las centrales de punta y reserva.