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EXPOSICIÓN DE MOTIVOS
DECRETO SUPREMO QUE MODIFICA EL REGLAMENTO DE LA LEY DE CONCESIONES ELÉCTRICAS
I. ANTECEDENTES Y BASE LEGAL
La Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante LCE) define a la Potencia Firme1 como la
potencia que puede suministrar cada unidad generadora con alta seguridad de acuerdo a lo que
defina el Reglamento de la Ley de Concesiones (en adelante RLCE). En el caso de las centrales
hidroeléctricas, la potencia firme se determina con una probabilidad de excedencia de noventa y
cinco por ciento (95%) según dispone la propia LCE. En el caso de las centrales termoeléctricas,
la potencia firme debe considerar los factores de indisponibilidad programada y fortuita.
El artículo 110 del RLCE desarrolla los criterios y procedimientos que se deben seguir
para la determinación de la Potencia Firme de cada una de las unidades de generación del SEIN.
Respecto a las centrales que utilizan Recursos Energéticos Renovables (en adelante RER), como
son las tecnologías eólica, solar o mareomotriz; el mencionado artículo señala que la Potencia
Firme se determinará conforme al Procedimiento Técnico del COES correspondiente.
Mediante Resolución Ministerial N° 322-2001-EM/VME, se aprobó el Procedimiento
Técnico del COES N° 26 “Cálculo de la Potencia Firme” (en adelante PR-26), que tiene por objeto
establecer las reglas procedimentales y técnicas para el cálculo de la Potencia Firme de las
unidades generadoras.
Cabe precisar que, en el caso de la producción basada en cogeneración, el RLCE delegó
al Reglamento de Cogeneración la forma como se determina la Potencia Firme. Asimismo, ha
delegado a los Procedimientos Técnicos del COES el desarrollo de la forma como se debe
determinar la Potencia Firme de la generación basada en RER.
El desarrollo contenido en el PR-26 se resume en el Anexo 1, del cual claramente se
observa que existen diversas metodologías para determinar el cálculo de Potencia Firme
dependiendo de la tecnología que utilizará la central de generación de energía eléctrica.
Si bien el numeral 8.6.3 del PR-26 señala que la Potencia Firme de las Centrales RER que
utilizan tecnologías eólica, solar o mareomotriz es igual a cero; de la revisión de los
antecedentes vinculados a esta decisión, se encontró que inicialmente el COES propuso que la
Potencia Firme se determinara como la potencia media correspondiente a su energía firme,
multiplicada por un factor de presencia mensual; no obstante ello, no se instrumentó debido a
que el Decreto Supremo N° 012-2011-EM señaló expresamente que la Potencia Firme de
centrales RER que utilizasen tecnología eólica, solar o mareomotriz era igual a cero.
1 Definición del Anexo de la Ley de Concesiones Eléctricas
12. POTENCIA FIRME: Es la potencia que puede suministrar cada unidad generadora con alta seguridad de acuerdo a lo que defina el Reglamento. En el caso de las centrales hidroeléctricas, la potencia firme se determinará con una probabilidad de excedencia de noventa y cinco por ciento (95%). En el caso de las centrales termoeléctricas, la potencia firme debe considerar los factores de indisponibilidad programada y fortuita.
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Posteriormente, esta disposición fue derogada mediante el Decreto Supremo N° 024-
2013-EM, el cual restituyó la necesidad de determinar una metodología de cálculo de Potencia
Firme para estas tecnologías, conforme al procedimiento COES correspondiente; sin embargo, a
la fecha dicha metodología no ha sido propuesta por el COES a Osinergmin.
Conforme se desarrollará en el presente documento, la Potencia Firme no debería ser
una atribución restrictiva de ciertas unidades de generación o de la generación con cierto tipo
de tecnología, por el contrario, es un concepto económico útil para la remuneración de los
costos de generación, que se adapta a las distintas formas de generación eléctrica y que debiera
sustentarse en la contribución que cada tecnología otorga a la seguridad de suministro, a fin de
evitar situaciones de escasez.
Bajo este entendimiento, carece de sustento técnico asumir que las centrales RER que
utilizan tecnología solar, eólica o mareomotriz tienen una Potencia Firme nula a priori, sino que
se debe evaluar su contribución real a la seguridad de suministro.
II. ANÁLISIS
El pago por potencia puede entenderse como el mecanismo por el cual se compensa la
inversión en generación de manera tal que esta capacidad de generación se encuentre
disponible para satisfacer la demanda del sistema eléctrico en todo momento y, en especial, en
los momentos de mayor esfuerzo para el sistema. Este pago complementa los ingresos por
energía para permitir la recuperación de la inversión en generación.
Tradicionalmente se considera que los momentos más críticos del sistema eléctrico son
aquellos de mayor demanda. En el Perú, en los últimos años, el momento del día en el que
ocurre la mayor demanda depende de las estaciones: durante el verano, la mayor demanda del
día puede ocurrir durante las horas del día, en horas en las cuales hay generación solar, mientras
que en otras estaciones la mayor demanda ocurre principalmente durante la noche.
La Resolución Ministerial N° 210-2017-MEM/DM fija las horas de punta del SEIN al
periodo comprendido entre las 17:00 y las 23:00 horas para efectos de evaluación de
indisponibilidad de las centrales de generación, aunque reconoce la existencia de fenómenos
estacionales –verano– en los cuales la máxima demanda se presenta en horas fuera de punta y
que ante la posibilidad que estos eventos sean más frecuentes se debe mejorar el marco
regulatorio presente.
La siguiente figura se muestra la evolución de la ocurrencia de la máxima demanda
mensual. En el 2013, las máximas demandas ocurrieron siempre en la noche, pero para el 2017,
la máxima demanda ocurrió en horas fuera punta, lo que representa el 16.67% de las
ocurrencias.
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Figura 1 Evolución de la máxima de manda en horas de punta (HP) y horas fuera de punta (HFP)
(COES, 2018)
Es importante señalar, que aun cuando la máxima demanda mensual podría ocurrir en
horas formalmente determinadas como horas punta, de 17 a 23 horas, se encontró que la
diferencia entre esta demanda y la máxima de demanda que ocurrió en otras horas fue menor
en promedio 0.67 % en el año 2017 como se muestra en la siguiente tabla.
Tabla 1 Diferencias entre la demanda máxima en horas punta y en horas fuera de punta 2017
(COES, 2018)
MES Momento de
máxima demanda
en horas de punta
Máxima
demanda en
horas punta
(MW)
Momento de
máxima demanda
en horas fuera de
punta
Máxima
demanda en
horas fuera de
punta (MW)
%
Diferen-
cias
Enero 25/01/2017 19:15 6573.25 1/25/2017 16:30 6670.22 -1.48%
Febrero 01/02/2017 20:00 6529.49 15/02/2017 11:45 6665.11 -2.08%
Marzo 07/03/2017 19:30 6595.58 03/03/2017 11:30 6588.81 0.10%
Abril 28/04/2017 19:00 6449.99 18/04/2017 11:15 6352.07 1.52%
Mayo 09/05/2017 19:00 6427.46 25/05/2017 17:45 6316.19 1.73%
Junio 21/06/2017 20:45 6400.77 21/06/2017 17:45 6263.72 2.14%
Julio 12/07/2017 19:45 6312.86 13/07/2017 17:45 6215.36 1.54%
Agosto 24/08/2017 19:00 6303.86 23/08/2017 11:45 6194.75 1.73%
Septiembre 20/09/2017 18:45 6341.49 20/09/2017 17:45 6210.79 2.06%
Octubre 23/10/2017 20:45 6341.24 13/10/2017 11:30 6333.57 0.12%
Noviembre 21/11/2017 19:15 6425.46 24/11/2017 12:00 6396.07 0.46%
Diciembre 18/12/2017 19:45 6462.40 21/12/2017 15:00 6438.33 0.37%
Promedio 0.67%
La diferencia entre máximas demandas en horas de puntas y horas fuera de punta ha ido
reduciéndose a lo largo de los años.
16.67% 8.33% 8.33% 8.33%
0.00%
83.33%
91.67% 91.67% 91.67% 100.00%
0.0%
20.0%
40.0%
60.0%
80.0%
100.0%
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
HFP
HP
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Figura 2 evolución de la diferencia entre máxima demanda en horas de punta (HP) y horas
fuera de punta (HFP)
En la normativa actual, el concepto de potencia firme y consecuentemente el ingreso
garantizado por potencia firme está relacionado a las horas punta, al considerarse este período
como el más crítico del sistema, con la intención de promover inversiones que puedan reforzar
la confiabilidad del sistema. Esta condición, sin embargo, excluiría de facto a las tecnologías que
no pueden generar durante ese período, como las tecnologías fotovoltaicas sin almacenamiento
a pesar de que contribuyen con la confiabilidad del sistema en otros momentos del día.
En la actualidad, se están explorando varias metodologías que buscan evaluar la
confiabilidad de largo plazo del sistema eléctrico y el valor de capacidad de tecnologías de
generación variable. Una aproximación tradicional para evaluar el aporte de una central de
generación a la confiabilidad del sistema es mediante los métodos probabilísticos. El LOLP o
probabilidad de pérdida de carga estima la probabilidad de que el sistema, es decir, la
combinación de las unidades de generación disponibles considerando la probabilidad de salidas
forzadas, no pueda satisfacer la demanda en un momento determinado que usualmente es la
hora de máxima demanda.
Adicionalmente se tiene el LOLE o expectativa de pérdida de carga. Esta métrica está
íntimamente relacionada al LOLP y calcula la expectativa de días, u horas, que el sistema no
podrá satisfacer la demanda en un período de evaluación. Cabe resaltar que estos resultados
son probabilísticos y no intentan predecir las horas de falla del sistema eléctrico sino indicar, en
una evaluación estadística de largo plazo, la dimensión del riesgo de falla.
Usando estos métodos, si se desea evaluar la contribución individual de una planta de
generación a la confiabilidad del sistema se evalúa el LOLE de todo el sistema para luego
compararlo con el LOLE del sistema en el cual se ha reemplazando la unidad a evaluar por una
unidad teórica de potencia constante la cual está 100% disponible durante el período de
0.00%
0.50%
1.00%
1.50%
2.00%
2.50%
3.00%
3.50%
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Diferencia entre Maxima Demanda en Horas de Punta y Horas Fuera de Punta
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evaluación. La potencia de esa planta teórica que produzca el mismo LOLE que el sistema
original se considera el aporte en capacidad al sistema (Madaeni, Sioshansi, & Denholm, 2012).
Una revisión de diferentes métodos para evaluar la capacidad de plantas de generación
se puede encontrar en reportes del Laboratorio Nacional de Energías Renovables (Madaeni,
Sioshansi, & Denholm, 2012).
Existen otras metodologías aplicadas para evaluar el aporte de las plantas de generación
RER-NC (Milligan, 2011; Narvik, 2017). En Chile no existe el concepto de potencia firme sino de
potencia de suficiencia, la cual se usa para calcular la compensación por potencia. Para el cálculo
de la potencia de suficiencia de las plantas solares y las eólicas se utiliza el menor valor entre el
factor de planta mínimo de los últimos 5 años y el factor de planta en las 52 horas de mayor
demanda. La siguiente tabla muestra los valores promedios de los factores de planta obtenidos
mediante la metodología descrita anteriormente (Coordinador Electrico Nacional, 2018). Para el
2017, el promedio de los Factores de Planta utilizados para el cálculo de la compensación de la
potencia de suficiencia son mostrados en la tabla siguiente en donde se muestra que las plantas
de generación eólica tuvieron un promedio del 20.79%, y las plantas solares, 22,68%.
Tabla 1 Factor de Planta para Potencia de Suficiencia para centrales RER NC Chile.
Elaboración propia con datos del Coordinador Eléctrico Nacional
Cabe indicar que los resultados presentados son referenciales dado los valores
individuales varían para cada planta de generación dependiendo de la locación.
Existen algunas limitaciones con respecto a la implementación de métodos
probabilísticos. Estos métodos requieren gran cantidad de datos para desarrollar el análisis
estadístico que permita describir el rendimiento de la planta de generación con los niveles de
confiabilidad y representatividad estadística necesaria. Información como los registros históricos
de radiación solar, tanto directa como difusa, o de velocidades de viento, los cuales son
análogos a los registros de caudales que son usados para la evaluación del rendimiento de las
plantas de generación hidráulica, son importantes porque permitirán analizar los efectos de
fenómenos como el Niño en la disponibilidad de recursos naturales lo que, como consecuencia,
afectará a las plantas de generación RER-NC.
Tecnología Promedio Factor de Planta
Eólica 20.79%
Sistema 1 20.45%
Sistema 2 24.69%
Solar 22.68%
Sistema 1 22.68%
Total 22.17%
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Adicionalmente, los métodos probabilísticos representan la necesidad de contar
modelos matemáticos sofisticados para el procesamiento de datos y la interpretación de los
resultados correspondientes. El estudio “Diagnóstico, Evaluación, Análisis y Propuesta para
apoyar con el diseño de la NAMA de RER en Sistemas Interconectados en el Perú”, desarrollado
a través del proyecto “Acciones Nacionales Apropiadas de Mitigación (NAMA) en los sectores de
generación de energía y su uso final en el Perú” (COSANAC, 2017), que fue realizado para la
DGEE del MEM demostró que el usar métodos más sencillos como la potencia media de la
planta presenta valores similares a los obtenidos a través de métodos más sofisticados como el
LOLE cuando el margen de reserva del sistema se encuentra en rango de valores óptimos.
2.1 DESCRIPCIÓN DE LA PROPUESTA METODOLÓGICA
La metodología propuesta toma como referencia los procedimientos de cálculos de
potencia firme ya establecidos en el Perú para otras tecnologías, en particular unidades de
generación hidráulica de pasada (numeral 8.3 del PR-26). Esta analogía es válida cuando se
considera que las plantas de generación RER NC solares fotovoltaicas y eólicas en el SEIN no
cuentan actualmente con capacidad de almacenamiento de energía; sin embargo, dado las
particularidades propias de la generación variable de las centrales fotovoltaicas y eólicas se
tomaron algunas consideraciones.
Para calcular la probabilidad de excedencia para las centrales fotovoltaicas y eólicas de
la manera descrita en el numeral 8.3 del PR-26 se requiere de series históricas tanto de la
radiación solar como de la distribución del viento. Ante la falta de esta información, se propone
el siguiente procedimiento teniendo como criterio el encontrar una condición bastante estricta
para evaluar la generación de las centrales fotovoltaicas y eólicas.
Se determina el valor de la potencia inicial de la planta para lo cual se calcula la energía
promedio generada para cada mes desde junio a noviembre de cada año del que se tenga
información, sin considerar los meses anteriores a la fecha de puesta de operación comercial de
la planta. Estos meses corresponden al período de estiaje debido a que es el período de menor
generación de las centrales hidráulicas base del sistema eléctrico peruano y por lo tanto es
período de mayor estrés para el sistema.
A continuación, se selecciona los valores más restrictivos de generación obtenidos para
cada mes; es decir, se selecciona el junio con menor generación de los años disponibles, después
el julio más restrictivo, y así sucesivamente hasta completar con la selección del mes de
noviembre.
𝐸𝑗∗ = 𝑀𝑖𝑛{𝐸𝑗𝑘}
𝐸𝑗𝑘 en MWh es la energía producida por la central RER NC solar fotovoltaica o eólica
evaluada en el mes j donde k representa los años que tiene registros disponibles para el
mes j en evaluación. 𝐸𝑗∗ es el valor de producción de energía mensual que se utilizará en la
evaluación.
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𝑗 = 6…11 donde 6 corresponde a junio, 7 a julio y así sucesivamente.
𝑘 =1…n donde n es el número de años para el cual se tenga información completa del mes,
contados a partir de la fecha de puesta de operación comercial real.
Posteriormente se calcula la energía generada en los meses seleccionados y se divide por
el período de evaluación (4392 horas de junio a noviembre) para obtener la potencia inicial, PI,
de la planta evaluada. Para esta evaluación se utilizan la energía de las 24 horas del día.
𝑃𝐼 =∑ 𝐸𝑗
∗
4392
Finalmente, si se desea poner en porcentaje el resultado, se divide por la potencia
instalada de las centrales.
% 𝑃𝐼 =𝑃𝐼
𝑃𝑖𝑛𝑠𝑡 𝑥 100
El valor de PI se debe actualizar anualmente durante la vida útil de la planta y se usará en los cálculos mensuales de FP en año posterior.
Aplicando el procedimiento de cálculo de la potencia inicial a las centrales fotovoltaicas y
eólicas existentes hasta el 2017 se obtuvieron los siguientes resultados:
Tabla 2 %PI de las plantas RER NC existentes al 2017
CE
CUPISNIQUE
CE
TALARA
CS
MAJES
SOLAR 20T
CS
REPARTICION
CS CS
PANAMERICANA
SOLAR
C.E.
MARCONA
C.E. TRES
HERMANAS
CS
TACNA
SOLAR MOQUEGUA
FV
39.39% 58.89% 24.58% 23.30% 31.33% 26.54% 44.70% 57.03% 21.37%
El resultado anterior muestra un promedio de potencia inicial de 25.42% para tecnologías
solar fotovoltaica y un promedio de 50% para eólico, lo cual es equivalente a una potencia 143
MW de generación eólica y fotovoltaica de la potencia instalada de las centrales evaluadas.
En el siguiente paso se calcula el factor de presencia de plantas eólicas y fotovoltaicas.
El artículo 112 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas en relación al cálculo
de Ingresos Garantizados por Potencia Firme establece lo siguiente:
“Artículo 112.- Los Ingresos Garantizados por Potencia Firme requerida por el Sistema de
cada unidad o central generadora será determinado según los siguientes criterios y
procedimientos:
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a) Procedimiento de determinación de los Ingresos Garantizados por Potencia Firme:
I) Se determina la Máxima Demanda Mensual del sistema eléctrico en la hora de punta del
mes, según lo definido en el literal a)-I) del Artículo 111 del Reglamento. Para dicha hora
se determina la Demanda en cada barra definida por el COES, coincidente con la Máxima
Demanda Mensual.”
Cabe señalar que, de conformidad con el literal i) del artículo 1 del Decreto Supremo N°
044-2017-EM, para determinar los ingresos garantizados por potencia firme y los egresos por
compra de potencia, se debe considerar la Máxima Demanda Mensual, la cual debe
determinarse dentro de las horas de punta del Sistema las cuales están formalmente
determinadas por la Resolución Ministerial N° 210-2017-MEM/DM.
El procedimiento técnico del COES, PR-25, establece los criterios para los cálculos de los
factores de indisponibilidad, presencia e incentivos de disponibilidad de las centrales y unidades
de generación, que son utilizados en el cálculo de los ingresos garantizados por potencia firme.
Este procedimiento no establece criterios específicos para la generación eólica y solar
dado que el procedimiento se usa para definir la indisponibilidad de las plantas de generación
durante las horas de punta del sistema formalmente establecidas y a que el PR-26 determina a
priori que la potencia firme de las plantas eólicas y solares es cero. Por esta razón el COES realiza
reportes mensuales de indisponibilidad solamente de las centrales térmicas e hidráulicas.
Es importante considerar lo establecido en el Resolución Ministerial N° 210-2017-EM/DM:
“Artículo 1.- Fijar las Horas de Punta del SEIN en el período comprendido entre las 17:00 y
las 23:00 horas, para efectos de la evaluación de la indisponibilidad de las unidades
generadoras que se refiere el inciso e) del artículo 110 del Reglamento de la Ley de
Concesiones Eléctricas”
El artículo 110 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas define los
procedimientos de cálculo de la potencia firme para las unidades generadoras y el inciso e)
indica lo siguiente:
“e) Cada cuatro (4) años el Ministerio definirá las horas de punta del sistema para efectos
de la evaluación de la indisponibilidad de las unidades generadoras. Para evaluar la
indisponibilidad no programada de dichas unidades, el COES podrá implementar
procedimientos de operación y arranque en forma aleatoria con el objeto de evaluar su
disponibilidad real.”
Sin embargo, el inciso g) del mismo artículo 110 define que para el caso de las unidades
de generación solar y eólica se podrá usar otro procedimiento:
"g) La Potencia Firme de las centrales RER se determina de la siguiente manera:
I. Para las centrales RER hidráulicas se calcula conforme el inciso b) del presente artículo.
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II. Para las centrales RER que utilizan tecnología biomasa o geotérmica se calcula
conforme al inciso a) del presente artículo, salvo que se trate de centrales de
cogeneración, en cuyo caso la Potencia Firme se determina conforme al Reglamento de
Cogeneración, aun cuando no sean “Centrales de Cogeneración Calificadas”.
III. Para las centrales RER que utilizan tecnología eólica, solar o mareomotriz, la Potencia
Firme se determina conforme al procedimiento COES correspondiente.
Los procedimientos para todos los casos serán propuestos por el COES al OSINERGMIN.”
En la presente propuesta, la evaluación de la generación de las centrales solares y eólicas
se realiza para las 24 horas del día.
Siguiendo con la analogía utilizada en la cual se usa como referencia los procedimientos
COES aplicados a las centrales hidráulicas (PR-25) se propone definir un factor de presencia de
las plantas solares fotovoltaicas y eólicas, la cual se calculará de mensualmente durante todo el
año (enero-diciembre), de la siguiente manera:
1. El Factor de Presencia (FP) se calcula en base a la disponibilidad diaria de las centrales
solares fotovoltaicas y eólicas
2. La información para verificar la disponibilidad diaria de las centrales solares
fotovoltaicas y eólicas es la proveniente de los registros de energía activa de las
Unidades de Generación medidos en bornes de generación, y remitidos por los
Generadores Integrantes del COES.
3. Se verifica la disponibilidad diaria (d) de la central solar fotovoltaica o eólica
asignándole valores de la siguiente manera:
d=1 si la Central solar fotovoltaica o eólica despachó la potencia media evaluada
durante las 24 horas del día es al menos el 15% de la potencia instalada de la
planta.
d=0, Si no se cumple la condición anterior.
4. Si en un mes calendario, la verificación de disponibilidad diaria no supera 15 días
consecutivos con valores asignados como 0, el FP será igual a uno (1,0), caso contrario
se determinará conforme al siguiente procedimiento:
𝐹𝑃 =1
𝑛∑ 𝑑𝑖
𝑛
𝑖=1
Dónde:
FP: Factor de Presencia mensual;
n : Número de días del mes;
d : Disponibilidad diaria de la central del día “i” (1 o 0).
Como ejemplo se calcula el FP de las plantas RER NC evaluadas en marzo 2017.
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Tabla 3 Factores de Presencia de las Centrales RER NC evaluadas para Marzo 2017
FP
CUPISNIQUE
CE
TALARA
CS
MAJES
SOLAR 20T
CS
REPARTICION
CS CS
PANAMERICANA
SOLAR
C.E.
MARCONA
C.E. TRES
HERMANAS
CS
TACNA
SOLAR MOQUEGUA
FV
1,0 0,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
Finalmente, el cálculo mensual de la Potencia Firme, PF, se define de la siguiente forma:
𝑃𝐹 = 𝑃𝐼 × 𝐹𝑃
Donde PI es la potencia inicial correspondiente al cálculo del año anterior y FP corresponde
al mes en evaluación
Se propone que la potencia inicial de las centrales RER de tecnología eólica y solar
fotovoltaica con menos de un año de operación comercial es calculada en virtud de la
información comparada proveniente de unidades de generación de similares características
técnicas y ubicadas en zonas geográficas similares. Para el caso de centrales RER solares
fotovoltaicas se deberá considerar como similares a las plantas con las mismas características en
cuanto a tecnologías y sistemas de seguimiento (fija, un eje, dos ejes). Para el caso de centrales
RER eólicas se deben considerar sólo aquellas tecnologías de turbinas comparables. Osinergmin
determinará las características técnicas para la comparabilidad de tecnologías, así como las
zonas geográficas similares, el radio de acción y la diferencia altitudinal sobre el nivel del mar
que definan las características de similitud.
Adicionalmente, en caso de no contar con la información mencionada en el punto
anterior, el cálculo de la potencia inicial de las centrales RER de tecnología eólica y solar
fotovoltaica con menos de un año de operación comercial, se realiza utilizando un modelo de
simulación alimentado con datos certificados de estaciones o torres de medición calibrados que
cuenten con un mínimo de un año de registros, que cuente con al menos 95% de datos
registrados cuyos resultados son reportados en un estudio que debe ser remitido a Osinergmin
para su evaluación, quien en un plazo no mayor de tres (03) meses debe emitir
pronunciamiento.
De no disponerse con la información establecida en los dos supuestos anteriores, el
cálculo de la potencia inicial para centrales RER de tecnología eólica y solar fotovoltaica con
menos de un año de operación comercial, será determinado por la empresa generadora por
medio de un estudio que debe ser remitido a Osinergmin para su evaluación, quien en un plazo
no mayor de tres (03) meses debe emitir pronunciamiento.
Después de tener un año completo de registros de generación de las centrales RER, se
deberá calcular la Potencia Firme de acuerdo a la metodología aprobada.
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De reconocerse potencia firme para las centrales de generación las RER NC eólicas y
fotovoltaicas, estas podrían participar de la bolsa de ingreso garantizado por potencia. En el año
2017, la bolsa de ingreso garantizado por potencia firme para el SEIN fue de aproximadamente
S/. 1 393 millones de soles (COES, 2017). Asumiendo que las plantas eólicas y fotovoltaicas
evaluadas a manera de ejemplo hubiesen participado durante ese año de la bolsa de ingresos
garantizados de potencia firme y tomando como referencia el valor de potencia de punta de
generación de S/ 20/kW-mes (RCD OSINERGMIN N° 056-2018-OS/CD) y el margen de reserva de
38.9%, el pago a esas plantas conjuntamente hubiese representado aproximadamente S/. 24.5
millones de soles; es decir, la participación de las plantas de generación RER NC fotovoltaicas y
solares hubiesen representado aproximadamente 1,7% del total.
Tomando como referencia los datos de la transferencia de Potencia de Diciembre del
2017, una ficticia participación de las unidades de generación RER NC en la bolsa de potencia
hubiese tenido como posible consecuencia el desplazamiento de la central Térmica ILO2 TVC1,
en la lista de centrales a evaluarse antes de correr el flujo óptimo.
2.2 IMPACTOS EN LA OPERACIÓN DEL INCREMENTO DE LA PARTICIPACIÓN DE GENERACIÓN SOLAR
FOTOVOLTAICA Y EÓLICA
Se presume que un incremento de penetración de la generación variable, y por lo tanto
no gestionable, como la fotovoltaica y eólica sin almacenamiento de energía, podría afectar la
estabilidad de la red eléctrica, así como la calidad del servicio si esta no se refuerza
convenientemente debido a que la disponibilidad de recursos energéticos es, hasta cierto nivel,
incierta. Para mantener un adecuado nivel de calidad la red necesita contar con capacidad de
control de frecuencia, voltaje, estabilidad y control de sobrecargas.
Dado la rápida evolución de la tecnología, no sólo de generación, sino también de control,
así como la incorporación de nuevas técnicas de análisis –simulaciones estocásticas, entre
otros– que permitan compensar la falta de datos históricos que permitan evaluar el rendimiento
de la red eléctrica con generación variables, es necesario considerar el impacto en la operación
del sistema eléctrico debido al aumento de la participación de generación variable.
Con respecto a los servicios complementarios del sistema: regulación primaria de
frecuencia, regulación secundaria, regulación de tensión y grupos de arranque rápido por
emergencia, se puede indicar que el numeral 6.2 del Procedimiento Técnico del COES PR-21 del
COES excluye de la responsabilidad del servicio complementario por regulación primaria de
frecuencia a las centrales eólica, solar y mareomotriz, en concordancia con la Resolución
Directoral N° 014-2005-DGE. El PR-21, Reserva Rotante para Regulación Primaria de Frecuencia,
establece lo siguiente “los integrantes del COES deben contribuir con la reserva primaria de
regulación de manera obligatoria y permanente en la magnitud requerida, de acuerdo con las
exigencias del SEIN.” Sin embargo, el numeral 6.2 del mismo procedimiento técnico indica que
“La RPF se realiza en forma automática a través del regulador de velocidad. Dicho servicio es de
carácter obligatorio para las centrales de generación con potencia mayores a 10 MW y no está
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sujeto a compensación alguna. Quedan exoneradas de esta obligación, las centrales RER cuya
fuente de energía primaria sea eólica, solar o mareomotriz.”
Los costos asociados a la Regulación Secundaria de Frecuencia son pagados por los
participantes Generadores de acuerdo al Anexo IV del Procedimiento Técnico PR-22. La
asignación de pagos por regulación por tensión, conforme se establece en el numeral 9.4 del PR-
15 se realiza considerando los fondos recaudados por exceso de consumo de energía reactiva de
los Participantes. Por estas razones, las centrales generadoras eólicas y fotovoltaicas si
contribuyen a mantener estos servicios.
Figura 3-Evolución de los Montos por Servicios Complementarios
El numeral 14 del Procedimiento Técnico PR-42 señala que debe reconocerse los costos
de arranque en negro de las Centrales de Reserva Fría de Generación según el mecanismo que
los Contratos establezcan.
Según el COES (COES, 2018), la incorporación de las tecnologías de generación solar y
eólica al sistema no ha producido eventos eléctricos importantes que hayan perjudicado el
suministro de electricidad. Se adjunta en el anexo un listado de eventos de las centrales RER NC
donde se aprecia que las fallas fueron originadas por el sistema y no por las centrales RER NC
mismas.
Sin embargo, en la misma comunicación, se identifican que la mayor afectación es el
mayor requerimiento de Reserva Secundaria para la Regulación de Frecuencia, RSF.
-
500 000
1000 000
1500 000
2000 000
2500 000
-
2000 000
4000 000
6000 000
8000 000
10000 000
12000 000
ago
-14
no
v-1
4
feb
-15
may
-15
ago
-15
no
v-1
5
feb
-16
may
-16
ago
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no
v-1
6
feb
-17
may
-17
ago
-17
no
v-1
7
feb
-18
Mo
nto
po
r R
egu
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ón
de
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ón
(S/
.)
Mo
nto
po
r R
PF
y R
SF(
S/.)
MONTO POR RPF Y RSF
MONTO POR REGULACIÓN DE TENSIÓN
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Tabla 4 Resumen de Magnitudes Determinadas para RSF, de acuerdo a los estudios anuales del
COES (COES, 2018)
N°
Informe
Año
de
Public
ación
Año de
vigencia
RSF Final (1) RSF Total (2) RSF Total teórica
(3)
Magnitud de RSF
debido a errores
en el pronóstico
de demanda
Magnitud de RSF
debido a errores
en el pronóstico
de la generación
de centrales RER
A bajar A subir A bajar A subir A bajar A subir A bajar A subir A bajar A subir
1 2016
(4)
2016 120 120 119.5 119.5 133.7 105.3 104.6 77.9 29.1 27.4
2017 130 130 130.4 130.4
2018 142 142 141.8 141.8
2019 149 149 149.4 149.4
2 2017 2018 136 136 135.54 135.54 154.59 116.49 108.67 77.3 43.92 39.19
3 2018 2019 138 138 138.47 138.47 161.57 115.37 109.52 77.96 52.05 37.41
(1) Aproximación por redondeo de la RSF Total, el cual será usado para
la operación del SEIN
(2) Promedio de la RSF Total Teórica
(3) Suma de las magnitudes de RSF considerando los dos tipos de errores
(4) Para los años 2017, 2018 y 2019; se calculó en base a la magnitud de RSF calculada para el 2016,
ajustados por una tasa de crecimiento de la demanda.
De otro lado, de acuerdo al "Estudio de la Máxima Capacidad de Generación No
Convencional (Eólica y Solar Fotovoltaica) a ser Instalada en el SEIN (CMGNC)” (Electrical Studies
Consultant S.L., 2015) desarrollado por el COES en el 2015, se estimó que se podría ingresar
hasta 1656 MW de generación solar y eólica al año 2018 sin generar mayores perjuicios a la red,
lo cual representa una 22,2 % de la máxima demanda, en términos de potencia, de la demanda
asumida para el año 2018.
Figura 4 Evaluación para la Nueva Generación NC (Electrical Studies Consultant S.L.,2015)
Actualmente las centrales fotovoltaicas y eólicas representan 682 MW instalados,
contando con los 36 MW de las centrales eólicas de Huambo y Dunas. Una rápida revisión del
estado de instalaciones por zonas del país indica que si bien, el área Centro 1 se encuentra
cerca al límite máximo, lo cual limitaría las capacidades de los proyectos diseñados para esa
zona, las otras regiones cuentan aún con gran potencial de desarrollo de proyectos eólicos y
solares.
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Tabla 5 Instalaciones de Plantas Solares y Eólicas (Subastas RER) por zona del país.
Zona
Capacidad
instalada
actual
(MW)
Máxima capacidada
inyectable (Electrical Studies
Consultant S.L., 2015)
%
Resto del Area Norte RN 117 400 29%
Area Centro 1 C 255 332 77%
Area Sur Oeste S 280 604 46%
Area Norte Alto NA 30 320 9%
Adicionalmente, una actualización de los resultados anteriores se está realizando con el
estudio el estudio “Asistencia Técnica para el Análisis del Impacto de Incremento de la
Penetración de Generación Renovable No Convencional en el Sistema Interconectado Peruano”.
Este servicio se encuentra en ejecución y se realiza con el apoyo del Banco Mundial y está
encargada a la Dirección General de Electricidad del MEM. Los alcances del estudio permitirán
establecer la tasa máxima de participación de generación RER NC, fotovoltaica y eólica, al año
2022 sin que esto represente un refuerzo de un sistema de transmisión, nueva generación
flexible o nuevos sistemas de control y protección, con excepción de lo que ya se tiene planeado
(PSR & Mercados Energéticos, 2018). Los resultados preliminares del estudio presentan la
máxima penetración RER NC en 8 nodos candidatos.
Tabla 6 Valores de máxima generación RER NC año 2022 por nodo candidato. Resultados
Preliminares (PSR & Mercados Energéticos, 2018).
Nombre SDDP Nodo
Connección
Tecnología Máxima Generación
RER NC (MW)
E-PIURA PIURA 220 Eólica 245
E-GUADALUPE GUADALUPE 220 Eólica 24
S-MOLLENDO SOCABAYA220 Solar 408
E-HUACHO HUACHO 220 Eólica 77
S-BELLAVIST MOYABAMBA220 Solar 103
E-REQUE REQUE 220 Eólica 0
S-MONTALVO SANCAMILO220 Solar 415
E-NAZCA MARCONA220 Eólica 208
TOTAL 1479
Estos resultados indican la capacidad del SEIN de poder aceptar 1479 MW adicionales de
potencia RER NC, 926 MW fotovoltaica y 554 MW eólica, lo que representa aproximadamente
entre un 18 y 27 %, en potencia, de la máxima demanda asumida para el año 2022. Estos
resultados fueron obtenidos considerando inflexibilidades operativas similares a los estándares
internacionales. Cabe resaltar que, al ser preliminares, los resultados están sujetos a cambios
que puedan originarse por los comentarios del área técnica encargada del estudio.
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De otro lado, en el año 2017, los pagos por compensación por regulación de frecuencia
fueron de S/ 60,8 millones y por regulación de tensión fueron de S/4,29 millones de soles (COES,
2017).
En la actualidad se viene desarrollando a nivel internacional estudios sobre el uso de
plantas de generación variable, solar y eólica, para proveer servicios complementarios
esenciales, un uso que se soporta en los avances en la electrónica de control de la planta de
generación y de inversores (Aho, Buckspan, Pao, & Fleming, 2013) (Loutan, et al., 2017). Por
ejemplo, para el caso de los generadores eólicos se discute a la inercia sintética como una
opción para tratar el caso de una mayor penetración de centrales de generación RER NC que no
cuenta con masa inercial rotante sincronizada, algo que sí tienen las plantas de generación
térmicas. Estas masas rotantes pueden reducir los impactos de las fallas de voltaje o frecuencia
de la red al entregar o almacenar en su rotación la energía necesaria para evitar cambios
bruscos en la red. La inercia sintética consiste en usar la electrónica de los inversores para que
simulen el comportamiento de masas rotantes sincronizadas, logrando que los generadores
eólicos sean contribuidores a la estabilidad de la red (Eriksson, Modig, & Elkington, 2017).
III. ANÁLISIS COSTO - BENEFICIO
El presente proyecto no genera costos adicionales, por el contrario, brinda equidad de
condiciones para los generadores convencionales y los generadores RER-NC.
Los beneficios y perjuicios a los agentes participantes del sector eléctrico se señalan en
el cuadro siguiente:
Beneficios y perjuicios para agentes
Agentes participantes
Beneficios Perjuicios
Distribuidores Se permitirá la continuidad del desarrollo de los sistemas de distribución.
Ninguno
Transmisores Se permitirá la continuidad del desarrollo de los sistemas de transmisión.
Ninguno
Generadores Se permitirá el incremento de la participación de generación eólica y solar fotovoltaica en el SEIN. Diversificación de la matriz energética. Mitigación de emisiones de gases de efecto invernadero.
Ninguno respecto a sus contratos, se respetan sus condiciones hasta la conclusión de los mismos. Redistribución de los ingresos garantizados por potencia firme.
Usuarios Regulados Se permitirá la continuidad en su abastecimiento de energía.
Ninguno
Usuarios Libres Se permitirá la continuidad en su abastecimiento de energía.
Ninguno
Fuente: Elaboración propia
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IV. IMPACTO DE LA NORMA SOBRE LEGISLACIÓN NACIONAL
El proyecto normativo modifica el artículo 110 del Reglamento de la Ley de Concesiones
Eléctricas, aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM, con la finalidad permitir el incremento
de la participación de generación eólica y solar fotovoltaica en el SEIN.
La metodología propuesta presenta una alternativa para el cálculo de potencia firme para
centrales RER NC solar fotovoltaica y eólica sin almacenamiento de energía ante la falta de
información histórica que permita desarrollar un análisis estadístico similar al que se hace con las
centrales hidráulicas. Al pasar los años y obtenerse más información, se deberá cambiar la
selección del mes más restrictivo en lo que respecta a la generación para representar un mes por
el de una generación que represente el 95 % de excedencia.
En esta propuesta se analiza la contribución de la generación eléctrica de las centrales
solares y eólicas a lo largo de las 24 horas del día, pero existen normas y procedimientos que
indican que evaluaciones similares deben realizarse en las horas de punta formalmente definidas
en las herramientas normativas correspondientes.
V. NO OBLIGACIÓN DE TRASLADO A LA COMISIÓN MULTISECTORIAL DE CALIDAD REGULATORIA
Cabe señalar que de acuerdo a lo estipulado en el Decreto Legislativo N° 1310, Decreto
Legislativo que aprueba medidas adicionales de simplificación administrativa, el Decreto
Supremo N° 075-2017-PCM, que aprueba el Reglamento para la aplicación de Análisis de Calidad
Regulatoria de procedimientos administrativos establecido en el artículo 2 del Decreto
Legislativo N° 1310, y la Resolución Ministerial N° 196-2017-PCM, que aprueba el Manual para la
aplicación del análisis de calidad regulatoria, se estableció el Análisis de Calidad Regulatoria en
procedimientos administrativos.
De esta manera, las entidades del Poder Ejecutivo deben realizar un Análisis de Calidad
Regulatoria de todas las disposiciones normativas de alcance general, a excepción de las
contenidas en leyes o normas con rango de ley, que establezcan procedimientos administrativo,
a fin de identificar reducir y/o eliminar aquellos que resulten innecesarios, injustificados,
desproporcionados, redundantes o no se encuentren adecuados a la Ley del Procedimiento
Administrativo General o a las normas con rango de Ley que les sirven de sustento.
El requisito también es exigible a las disposiciones que reglamentan trámites creados en
leyes o normas de rango de ley. Una vez realizada esta evaluación, se deberá remitir su análisis a
la Comisión Multisectorial de Calidad Regulatoria para la validación respectiva.
Al respecto, sin perjuicio de haberse efectuado el análisis costo- beneficio contenido en
el presente documento, se indica que no corresponde el traslado en la Comisión Multisectorial
señalada, en tanto no se establecen procedimientos administrativos.
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ANEXO 1 Formas de cálculo de la Potencia Firme vigente
Fuente: Osinergmin
Hidroeléctricas Térmicas Cogeneración RER Ítem
PO
TEN
CIA
FIR
ME
Es el resultado del producto de la potencia, garantizada por el factor de presencia (fp) Siendo la potencia garantizada calculada considerando los 6 meses más críticos de la oferta hidrológica con los caudales calculados al 95 % de excedencia.
Es el resultado del producto de la potencia efectiva por el factor de disponibilidad de la unidad de generación.
Será el promedio ponderado por tiempo de la operación de la unidad para las condiciones de operación con producción asociada de calor útil y sin producción asociada de calor útil
Para las centrales RER hidroeléctricas el cálculo se realiza como si fuera una central hidroeléctrica convencional
Para las centrales RER biomasas o geotérmicas el cálculo se realice como si fuera una central térmica.
Para las centrales RER que utilizan tecnología eólica, solar o mareomotriz es igual a cero.
Form
a d
e C
álcu
lo
Fp=1 cuando las disponibilidades (d) diarias de un mes no supera 15 días consecutivos con valor “0” Caso contrario es el promedio de las disponibilidades diarias. Si la central despachó por lo menos 50 % de la hora punta y con al menos el 15 % de su potencia efectiva, d=1 caso contrario d=0.
En función de la información estadística de las horas punta del sistema se calcula el factor de indisponibilidad fortuitas (FIF) como el cociente entre las horas de indisponibilidad fortuita durante las horas de punta del sistema a entre las horas de punta del sistema. Donde la información estadística considera a los últimos dos (2) años a los últimos veinticuatro (24) meses continuos transcurridos.
------
Fact
ore
s
Si la máxima demanda más la reserva es mayor que potencia efectiva total entonces la potencia firme remunerable es igual a la potencia firme de la unidad generadora.
Caso contrario se determina el factor de reserva firme con el cual calcularemos la potencia disponible que resulta de dividir la potencia firme entre el factor de reserva firme para luego efectuar un despacho económico de potencias obteniéndose una potencia disponible despachada que resultaría ser la potencia firme remunerable.
Se calcula el precio de potencia garantizada que resulta del producto del precio de potencia en bornes de generación por el factor del ajuste del ingreso garantizado que inicialmente será (1).
Luego calculamos los ingresos garantizando preliminares que resulta del producto de la potencia firme remunerable por el precio de potencia garantizada.
Procedemos a recalcular el factor de ajustes de ingreso garantizado que será igual al cociente del monto mensual del ingreso garantizado por potencia firme entre la suma de los ingresos garantizado preliminar, siendo el ingreso garantizado de cada unidad el producto del ingreso garantizado preliminar por el nuevo factor de ajustes de ingreso garantizado.
Val
ori
zaci
ón
ENER
GÍA
FIR
ME
Es la energía conformada por los aportes de los caudales de aporte intermedio de la cuenca entre los reservorios de regulación esencial y las centrales y por los aportes de los descargos de los reservorios.
Es la suma del producto de su potencia efectivo por las horas del mes por su factor de su disponibilidad programada de cada unidad de generación que conforma la central térmica.
Es el resultado del producto del factor de disponibilidad de la unidad de generación por la suma de la energía generada en calidad de cogeneración más la energía producida en calidad de operación sin producción de calor útil
Es el promedio de la producción de los últimos 5 años En caso no cuente con información histórica : -En caso sea subasta RER se considera la adjudicación en la subasta - En caso no sea subasta RER se considera su potencia instalada y el factor de planta del año anterior.
Form
a d
e C
álcu
lo
Indisponibilidad programada por mantenimiento mayor es el cociente de las horas de mantenimiento programado que considera la parada total entre las horas del mes de evaluación.
Indisponibilidad fortuita del meses es el cociente entre las horas de indisponibilidad fortuita entre las horas del mes de evaluación.
Indisponibilidad programada por mantenimiento es el cociente de las horas de mantenimiento programado de acuerdo con el programa anual de mantenimiento entre las horas del mes en evaluación.
Indisponibilidad fortuita de la unidad de generación es el cociente de las horas de indisponibilidad fortuita de la unidad de generación entre las horas del mes de evaluación.
El factor de planta para nuevas centrales es el promedio de todas las centrales de la misma tecnología correspondiente al año anterior, hasta que la central cuente con datos históricos propios.
Fact
ore
s