Pedro Gamio , profesor PUCP y Riquel Mitma , profesor UP,

De acuerdo con el marco regulatorio vigente (Artículo 110° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas), la potencia firme de las centrales RER se determina en el correspondiente Procedimiento COES, que, para el caso de las centrales eólicas y solares, hasta agosto de 2019, era considerada con un valor cero. La razón del porqué las plantas eólicas y solares no tenían potencia firme, a pesar de que en julio 2013 se había dejado sin efecto la norma que la consideró con un valor de cero, fue porque en la práctica, no existía un Procedimiento COES que reconociera la potencia firme de las plantas renovables aludidas. Es por ello que, en agosto de 2019, Osinergmin, el regulador de energía, consideró la necesidad de emitir la Resolución N° 144-2019-OS/CD (en adelante “Resolución”) para actualizar el Procedimiento del COES N° 26 a efectos saldar ese vacío que existía en la determinación de la potencia firme para la electricidad generada con planta eólicas y solares.

Así, el regulador, actuando dentro de las facultades legales para aprobar los Procedimientos Técnicos del COES, pre-publicó mediante Resolución N° 073-2019-OS/CD, la metodología de cálculo de la potencia firme de las plantas eólicas y solares, que se iba incorporar en el correspondiente Procedimiento COES, para recibir comentarios, observaciones y sugerencias de los interesados del sector energía. Finalmente, en agosto del presente año, luego de revisar e incorporar algunas observaciones recibidas, se publicó la Resolución que establece los criterios para determinar la potencia firme de las plantas eólicas y solares.

Esta publicación generó que los ánimos de algunos agentes del mercado eléctrico se encuentren crispados, no sólo porque, por una parte, un grupo de los generadores convencionales han señalado que su proceso de aprobación ha sido irregular, que desnaturaliza y pone en riesgo la seguridad de suministro del SEIN o que discrimina a favor de las renovables; sino que por otro lado, alguno de los agentes de la generación renovable consideran que la norma es restrictiva para la entrada de nuevos actores con energía solar dado que no les permite participar en el mercado en igualdad de condiciones con las demás generadores eléctricos.

Para comentar las diferentes posiciones de los agentes, es preciso definir algunos criterios base a partir de la definición de potencia firme vigente, que según la Ley de Concesiones Eléctricas “…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”. De acuerdo con esta definición, un primer criterio a tomar en cuenta es que, para que una unidad de generación tenga potencia firme necesariamente debe tener “alta seguridad”. En segundo término, la Ley ya define de forma específica los criterios de cálculo de potencia firme para las unidades térmicas e hidroeléctricas. En tercer lugar, la “alta seguridad” no está desarrollada en la Ley, aunque en su reglamento se establecen los criterios técnicos para el cumplimiento. En cuarto lugar, el reglamento de la Ley establece (Art. 110°) que la metodología de la determinación de la potencia firme de las centrales RER eólicas, solares y mareomotrices sean definidas en un procedimiento COES. En quinto lugar, Osinergmin de acuerdo con la Ley 28832, cuenta con facultades legales para aprobar Procedimiento COES.

Ahora bien, respecto de la ilegalidad e irregularidad del proceso de aprobación de la Resolución se debe señalar que, si bien el MINEM previamente tenía publicado un proyecto de norma con el mismo objetivo de la Resolución, es decir, también establecer una metodología para reconocer potencia firme a los generadores RER, lo cual hizo pensar en la ilegalidad de la norma al haber un proyecto de norma de mayor jerarquía en curso, pero que habiendo transcurrido el tiempo, dicha entidad al no haber efectuado ningún cambio normativo, es perfectamente legal que el regulador, en atribución a sus funciones y ante el vacío legal existente desde julio del año 2013, haya emitido la Resolución que, ante tal coyuntura pasiva de falta de norma, lo que ha fomentado es certidumbre para un sector del mercado eléctrico. También en este punto se debe señalar que la Resolución, ha sido aprobada sin la participación del COES con una propuesta, dado que este organismo desde un principio se ha mostrado reticente a la definición de una metodología de cálculo de la potencia firme para las centrales RER eólicas y solares, muy a pesar de que, tal como estipulan los procedimientos, tenía la obligación de presentar una propuesta al Osinergmin para su correspondiente aprobación. Ante ello, Osinergmin por iniciativa propia inició el proceso de aprobación de la mencionada metodología plasmada en la Resolución, razón por la cual, algunos agentes han considerado irregular el proceso de aprobación de la norma, cuando el marco normativo vigente establece que el regulador puede aprobar los procedimientos del COES independientemente de la propuesta del COES.

Asimismo, el hecho de que el marco legal establezca procedimientos específicos para la potencia firme de las centrales convencionales esto no implica que se les imponga los mismos procedimientos o se les exija criterios particulares de cada tecnología a las otras unidades no comprendidas en ellas, cuando lo prevalente es que, si brindan alta seguridad al sistema, también tienen derecho a acceder a la potencia firme. Además, la Resolución define una metodología específica de cálculo de potencia firme sólo para los eólicos y solares (para equiparar a las metodologías especificas existentes solo para la hidroeléctrica o solo la termoeléctrica), cuya determinación se basa en la disponibilidad de las unidades de generación eólica y solar en el periodo de escasez, el mismo que corresponde al periodo de horas punta del SEIN, con lo cual el criterio de tener alta seguridad está garantizado.

Ahora bien, la definición y alcance de las horas punta están establecidos en el reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas cuya modificación le corresponde al MINEM y como ya se dijo, la Resolución es una norma de menor jerarquía y su contenido se desarrolla dentro de los límites establecidos en la Ley y los reglamentos del sector.

También se señala que la Resolución favorece a las renovables a pesar de que el marco regulatorio solo debe remunerar a las unidades de generación con alta seguridad, alta continuidad y alta disponibilidad en los periodos de escasez, criterios exigidos a la generación convencional, cuando en la Resolución la exigencia a las plantas solares y eólicas es sólo una producción histórica de 36 meses sin exigirle presencia en horas punta, ni indisponibilidad de mantenimiento, ni el periodo de menor disponibilidad del recurso primario en las centrales eólicas; siendo la supuesta flexibilización de las reglas un trato discriminatorio a favor de las renovables alternativas. Al respecto, creo que se debe aclarar que la igualdad entre los generadores de diferente tecnología no se da cuando a todos se les aplica la misma metodología para el cálculo de su potencia firme, qué sentido tiene si son tecnologías completamente diferentes, sino cuando es establecida teniendo en cuenta las características de cada tecnología. Así, gracias a la Resolución, ahora todos los tipos de tecnología, es decir termoeléctricos, hidroeléctricos, solares y eólicos cuentan con una metodología para la determinación de la potencia firme. Por lo que otorgar potencia firme a quien la brinda no representa un trato discriminatorio. Por el contrario, antes de la Resolución existía un trato discriminatorio al no darle potencia firme a quien sí la tenía.

Finalmente, respecto de que la Resolución es restrictiva para la entrada de nuevos actores con energía solar se debe señalar que efectivamente la metodología arroja resultados de potencia firme próximo a cero para las unidades de generación solar fotovoltaicas debido a que no brinda potencia firme, tal y como este concepto está definido en el marco regulatorio vigente. En efecto, si la alta seguridad está definida para el periodo de escasez, donde el periodo de escasez corresponde a las horas punta periodo comprendido entre las 18:00 y 23:00 horas del día, la generación fotovoltaica basada en la presencia del Sol definitivamente no está presente en dicho horario y por tanto no le corresponde asignarle una potencia firme. Tendría que haber un cambio de la definición reglamentaria, a cargo del MINEM. Es necesaria una norma a nivel de reglamento de la ley que defina mejor los criterios, tomando en cuenta la naturaleza del Decreto Legislativo N° 1002 por ejemplo, para la determinación de potencia firme. No se puede desconocer la tendencia global y el esfuerzo de la humanidad por hacer una transición energética hacia las energías renovables y menos impedir su participación en el mercado en igualdad de condiciones. Un primer paso fue la Resolución, pero hace falta un segundo paso, pero esta vez está en manos del MINEM.