Hace trece años el Perú apostó por una transición energética con energías renovables, con el objetivo de implementar una política de seguridad energética y de protección del medio ambiente. Para ello, se aprobó un marco de promoción de la inversión para la generación de electricidad con el uso de energías renovables (RER), que está en la mira de la reforma del marco normativo del sector eléctrico actualmente en evaluación[1].
Como se recordará, en el 2008, se aprobó el Decreto Legislativo Nº 1002 que estableció un subsidio (denominado “Prima RER”), que pagamos todos los usuarios a través de un cargo en la tarifa eléctrica[2], para remunerar a las RER y garantizarles un ingreso mínimo anual. Además, esta norma establece que la Prima RER se asignará a través de subastas públicas convocadas por OSINERGMIN. Con base a ello, desde el 2009 se han convocado hasta cuatro (4) subastas públicas, que han permitido el desarrollo de cuarenta y nueve (49) proyectos RER de alrededor de 1058 MW en operación[3].
Sin embargo, desde entonces poco se ha hecho para que las RER puedan superar el esquema de subsidios y realicen transacciones como cualquier otro generador en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN)[4].
A manera de ejemplo, los artículos 101 y 102 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas[5] obligan a la venta conjunta de potencia firme y energía[6], lo cual constituye un problema para las RER a las que el marco normativo les reconoce poca o nula potencia firme[7]. Si bien en el 2019 se estableció un procedimiento que permitiera calcular la potencia la potencia firme de las RER[8], la fórmula solo considera la producción de energía durante las horas de punta (de 5 a 11 pm[9]), lo cual en la práctica excluye a las centrales fotovoltaicas, por lo que el marco normativo sigue sin reconocerles una potencia firme que les permita participar en el mercado de contratos de suministro como los demás generadores.
Esta es una de las cuestiones que se esperaría que pueda evaluar la Comisión Multisectorial para la Reforma del Subsector Electricidad (CRSE), creada en el 2019[10] precisamente para revisar y ajustar el marco normativo vigente.
Al respecto, si bien los grupos de trabajo de la CRSE han evaluado la venta separada de potencia y energía y la mejora en el esquema de licitaciones para el suministro de electricidad como medidas para hacer frente a esta problemática, de los documentos publicados, no se observa aun una propuesta concreta para promover la competitividad de las RER (como sería por ejemplo a través de un rediseño en las reglas de cálculo de la potencia firme).
Así, en julio del 2020, el Grupo de Trabajo Especializado en Generación Eléctrica (GTEGE) presentó su “Informe: Separación de compras para el Suministro Eléctrico por potencia y energía”, en el que advierte que esta obligación de venta conjunta de potencia firme y energía “viene limitando el acceso al mercado de contratos a aquellas tecnologías que solo pueden comprometer una de dos cosas: potencia firme o energía, pero no ambas, simultáneamente”[11], refiriéndose al caso específico de las RER.
Este informe concluye que la mejor alternativa frente a esta situación es permitir la contratación separada de potencia firme, energía o ambos, de tal manera que las tecnologías que solo dispongan de potencia firme o energía (como las RER) también puedan participar en el mercado de generación, ampliándose el número de competidores e introduciendo mayor competencia[12].
En esa línea, la GETGE en el “Informe: Esquema de Mejora en las Licitaciones para el Suministro de Electricidad”[13], advierte que la modalidad contractual utilizada en estas licitaciones (contratos de potencia y energía asociada) ha limitado la participación de algunas tecnologías como las RER, en tanto “exige que el generador ofrezca los productos energía por las 24 horas del día y potencia firme en un mismo contrato”[14]. Por ello, recomienda establecer un modelo de contratación de energía por bloques horarios, con el objetivo de posibilitar su ingreso a estas licitaciones[15].
Al respecto, si bien se destaca que se busquen implementar medidas para fomentar la competencia en la generación eléctrica, no se plantea una solución integral a la falta de competitividad de las RER en el marco normativo. De este modo, en el escenario propuesto en ambos informes, se continuaría sin reconocer el potencial energético de las RER (en especial de las centrales fotovoltaicas), por lo que en la práctica mantendrían una participación limitada como generadores en las transacciones que se lleven a cabo en el SEIN.
La integración eficiente de las RER es uno de los temas que será abordado en el Libro Blanco para la modernización del sector eléctrico peruano que los asesores técnicos de la CRSE y el Ministerio de Energía y Minas deberían entregar en marzo de este año[16], por lo que se espera que se busque implementar medidas que de manera integral y planificada favorezcan la competitividad de las RER y de la industria eléctrica.
[1] El 16 de diciembre de 2020 el Ministerio de Energía y Minas anunció el inicio de la elaboración del Libro Blanco para la modernización del sector eléctrico peruano. Disponible en:
[2] Específicamente, a través del Peaje por Conexión del Sistema Principal de Transmisión.
[3] Registro actualizado a julio de 2020, disponible en la página web del OSINERGMIN: https://bit.ly/3pEOxXi
[4] Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.
[5] Aprobado por Decreto Supremo Nº 009-03-EM.
[6] Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas – Decreto Supremo Nº 009-03-EM
Artículo 101.- Ningún integrante del COES podrá contratar con sus usuarios, más potencia y energía firme que las propias y, las que tenga contratada con terceros, pertenezcan o no al COES.
Artículo 102.- Cada integrante del COES deberá estar en condiciones de satisfacer en cada año calendario la demanda de energía que tenga contratada con sus usuarios, con energía firme propia y, la que tuviera contratada con terceros, pertenezcan o no al COES. (…)
[7] Al respecto, desde un punto de vista técnico, la energía se define como “el producto del voltaje (V), la intensidad de la corriente eléctrica (I) y el tiempo transcurrido (t)”, mientras que la potencia se define como “la capacidad que se posee [una central] para generar electricidad”. En: Osinergmin. Fundamentos Técnicos y Económicos del Sector Eléctrico Peruano. Mayo 2011, página 22. Disponible en: https://bit.ly/3cxUIJb
En línea con estas definiciones técnicas, el Anexo de Definiciones de la Ley de Concesiones Eléctricas (Decreto Ley Nº 25844) introduce los conceptos de “energía y potencia firme” para referirse a “la máxima producción esperada de energía eléctrica (…)” de un generador y “la potencia que puede suministrar cada unidad generadora con alta seguridad (…)”.
[8] Mediante Resolución Nº 144-2019-OS-CD que modificó el Procedimiento Técnico del COES Nº 26 “Cálculo de la Potencia Firme”.
[9] Fijadas por Decreto Supremo Nº 027-2003-EM.
[10] Creada por Resolución Suprema N° 006-2019-EM.
[11] Grupo de Trabajo Especualizado: Generación Eléctrica. Informe: Separación de compras para el Suministro Eléctrico por potencia y energía, julio 2020, p. ii. Disponible en: https://bit.ly/2YvzLpK
[12] Grupo de Trabajo Especualizado: Generación Eléctrica. Informe: Separación de compras para el Suministro Eléctrico por potencia y energía, julio 2020, P. 18.
[13] Grupo de Trabajo Especualizado: Generación Eléctrica. Informe: Esquema de Mejora en las Licitaciones para el Suministro de Electricidad, julio 2020. Disponible en: https://bit.ly/3iZtM62
[14] Grupo de Trabajo Especualizado: Generación Eléctrica. Informe: Esquema de Mejora en las Licitaciones para el Suministro de Electricidad, julio 2020, p. 18.
[15] Grupo de Trabajo Especualizado: Generación Eléctrica. Informe: Esquema de Mejora en las Licitaciones para el Suministro de Electricidad, julio 2020, p. 29.
[16] Presentación “Reunión de inicio: Consultoría sobre el Marco Conceptual de la Reforma del Sector Eléctrico – Presentación del Equipo de Trabajo”. 16 de diciembre de 2020. Disponible en: https://bit.ly/3pBkRud
