Proyecto de Ley del Congreso aumentará el precio de la tarifa eléctrica
La Sección Perú del IEEE
(Institute of Electrical and Electronics Engineers) realizó el último jueves 18
su reunión-almuerzo mensual, para evaluar el proyecto de leyNo 1174 sobre la Integración de
las Centrales de Generación RER al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional,
invitando para este encuentro como expositor al Ingeniero Electricista César
Gutiérrez Peña. Entre los asistentes se contaba el presidente del Comité de
Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), el ingeniero
César Butrón; el expresidente del Comité de Tarifas Eléctricas y expresidente de
Electroperú, Guillermo Castillo; especialistas del sector eléctrico, profesores
universitarios y funcionarios de empresas eléctricas, como ABB y representantes
de empresas (Cerro Verde, Volcán, Milpo etc).
Gutiérrez comenzó la sesión
informando que en la agenda actual de la Comisión de Energía y Minas del
Congreso se encuentra listo para el debate el Proyecto de Ley N° 1174 presentado
por el congresista de Fuerza Popular Juan Carlos Yuyes, que havuelto a poner en el tapete los
Recursos Energéticos Renovables (RER), esta vez, sobre tres puntos
centrales:
1.- Trato preferente a las
hidroeléctricas asociadas a grandes proyectos de irrigación
costeros.
2.- Incremento de potencia de
hidroeléctricas de 20 MW a 50 MW para recibir el trato preferente de las
RER
3.- Incremento de la
participación de las RER no convencionales del actual 5% del consumo nacional a
10% en el 2021 y llegar a 20% en el 2030.
Ademas, señaló que de acuerdo al
D.L. N° 1002 (02/05/08), es el Ministerio de Energía y Minas (MEM) el que
establece el porcentaje objetivo de la generación RER en el consumo nacional,
siendo la meta de 5% vigente para el 2013, pero desde ese año, el MEM ha dejado
como pendiente la tarea de fijar un nuevo porcentaje objetivo de RER, además, de
que tal porcentaje no incluye las centrales hidroeléctricas calificadas como RER
(hasta 20 MW), sino solo a las centrales de generación de biomasa, eólico y
solar, y también las geotérmicas y mareamotriz, energías que no se han
desarrollado en el país. Por otro lado, el Plan Energético Nacional 2014-2025
implícitamente señala que la participación de las RER serán del 5% del consumo
nacional. “La participación de las RER tiene que ser compatible con el Plan”
añadió el expositor, porponiendo que cualquier aumento debe previamente ser
coordinado con el MEM para que modifique el Plan
Energético.
Otro tema que motivó varias
intervenciones fue el sorpresivo pedido en el Congreso para que las Centrales
Hidroeléctricas de hasta 50 MW sean consideradas RER, porque la inclusión de
lascentrales
hasta 20 MW se consideraron con los beneficios de las RER sin mayor discusión
técnica.
Otro aspecto que suscitó la
controversia durante el almuerzo, fue la idea de apoyar las centrales
hidroelectricas atadas a los proyectos de irrigación. Gutiérrez acotó que “dar
trato preferente a las hidroeléctricas atadas a proyectos de irrigación es
complicar más aún la situación de este tipo de centrales, que hoy tienen
dificultades para competir por el alto costo de inversión. El mejor ejemplo es
Olmos: inversión de US$ 580 millones en trasvase e irrigación y de US$ 91
millones en la generadora eléctrica. El trasvase e irrigación fue inaugurado en
el 2014 y la hidroeléctrica aún en construcción, se espera ponerla en operación
comercial en octubre del 2020. Más elocuente no se puede ser en cuanto a
inversión y tiempos de construcción”, agregó
Gutiérrez.
EL SUMINISTRO INESTABLE DE
LAS RER
Entre las flaquezas que exhiben
las centrales de generación RER, sobre todo las centrales solares, es que no
consiguen participar en el horario de máxima demanda, en las famosas horas punta
(18:00 – 23:00). Las centrales solares contribuyen con un factor de planta
(despacho de energía/capacidad instalada) promedio de 0.28; en cambio, las
centrales eólicas por lo menos tienen alguna cobertura en el horario de la
máxima demanda (horas punta) con un factor de planta promedio de alrededor del
0.50. En algunos lugares como Marcona el viento sopla con fuerza, pero en otros,
“su comportamiento es errático”. Ver tabla.
Gutiérrez comentó sonriente, que
el Country Manager de Enel Perú, el español Carlos Temboury, “ha exigido a la
brevedad un reconocimiento de potencia firme” (alrededor de 20 % de la tarifa)
sin explicar con solidez. “¿Qué potencia firme respecto a su capacidad máxima
podrán entregar en el horario de máxima demanda y específicamente a la hora que
se produce la misma (19:00 – 20:00)?”. Es decir, sólo se paga “potencia firme”
(capacidad instalada disponible) a las centrales que trabajan las 24 horas como
las centrales hidráulicas y térmicas, pero para reconocer el mismo beneficio a
las RER (solar, eólica, biomasa) tendrían que demostrar que pueden trabajar las
24 horas.
Durante la charla se presentaron
la estadísticas oficiales del COES que sirvieron para que el expositor señalará
que: “se puede afirmar que la entrega promedio de las centrales RER al Sistema
Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) respecto a la capacidad instalada,
variable que se denomina factor de planta, ha sido del orden de 45% para eólicas
y 28% para solares. En el caso de hidroeléctricas y termoeléctricas, este ratio
está entre 70% y 80%, lo que significa que éstas pueden atender demandas mucho
mayores que en las unidades RER, para el mismo tamaño de planta”,
explicó.
RECARGO EN LA TARIFA
ELÉCTRICA
En el 2016, la participación de
las RER solar, eólica y biomasa en el consumo nacional de electricidad fue de
2.8%. Se estima que para el 2021, la participación de las RER solar, eólica y
biomasa alcanzará el 4.2%.
Los proyectos RER se ven
beneficiados con un pago o prima, cuyos fondos se recauda mediante un recargo en
la tarifa al consumidor final. A mayo del 2017, el impacto de esta prima en el
consumidor final fue de 3.7% en media tensión y 2.6% en baja
tensión.
“Si bien Temboury señaló en una
entrevista en la Revista G de Gestión (15/04/17) que el cargo en la tarifa
eléctrica por las centrales RER es similar al cargo por las centrales térmicas
del Nodo Energético del Sur (centrales en Mollendo e Ilo), esto no es verdad. Al
parecer el CEO de Enel estaba desinformado”, manifestó César Gutiérrez, quien a
renglón seguido acotó que “el cargo por RER es de 3.7% y duplica al cargo por el
Nodo Energético del Sur que es de 1.8% en el precio de la tarifa eléctrica, y
este cargo de las RER es actualmente el más grande que existe y se agrega
directamente a los cargos por transmisión
eléctrica”.