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¿HASTA QUÉ PORCENTAJE SE PUEDE INCREMENTAR LA PARTICIPACIÓN DE LOS
RER EN LA MATRIZ ENERGÉTICA PERUANA?
Ing. César Gutiérrez PeñaDirector UTILITIES PERU
Lima, 1 de octubre de 2015
1. ¿FUERON APROPIADAS LAS REGLAS DE JUEGO?
2
Convocado No Convocado
Biomasa Geotérmico
Eólico Mareomotriz
Solar
Hidroeléctrico (<=20 MW)
D.L. N° 100202.05.2008
MEM establecerá cada 5 años: Porcentaje objetivo (sin considerar hidroeléctricas).
Electricidad generada con RER = X% Consumo nacional de electricidad
Mayo 2008 – mayo 2013: Hasta el 5%.
Mayo 2013 – mayo 2018: Por establecer; ≥ 5% (Max: noviembre 2012).
Recursos Energéticos Renovables (RER): No convencionales
1RA SUBASTA – D.S. N° 050-2008-EM (REGLAMENTO RER 02.10.2008)
Comparación de Reglamentos RER
2008 2009 2010 2011 2012Consumo
Nacional de Energía0
ConsumoNacional de
Energía1
TASA DE CREC. Prom. anual ¿?
Energía Requerida = CNE1 x Porcentaje Objetivo – Producción RER de Adjudicatarios
2DA SUBASTA – D.S. N° 012-2011-EM (REGLAMENTO RER 23.03.2011)
2010 2011 2012 2013 2014Consumo
Nacional de Energíaa
ConsumoNacional de
Energíab
TASA DE CREC. Fijación de Tarifas en Barra
Energía Requerida = CNEb x Porcentaje Objetivo – Energía RER Adjudicada
Abr. Abr. Abr.
CONCLUSIONES 1
Las reglas de juego tienen más de sieteaños de vigencia y han generado inversión.
Se efectuó precisión importante en el 2011sobre la tasa de crecimiento para calcularel porcentaje de participación sobre elconsumo nacional, concepto que tambiénse mejoró.
Aún pendiente de precisión el porcentajede participación de RER en el consumonacional: MUCHO DISCURSO VERDE, PEROPOCO COMPROMISO A FIRMEGUBERNAMENTAL.
2. PROLÍFICOS EN SUBASTAS EN 5 AÑOS CON VAIVENES EN PRECIOS MÁXIMOS Y RESULTADOS
6
RESULTADOS 1RA SUBASTA: 1ra Convocatoria
TecnologíaEnergía
Requerida (MWh/año)
Energía Adjudicada (MWh/Año)
FpPotencia
adjudicada (MW)
Precio MonómicoAdjudicado (US$/MWh)
Tarifa Base (US$/MWh)
Biomasa 813,000 143,295 0.60 27 63 120
Eólica 320,000 571,003 0.46 142 80 110
Solar 181,000 172,942 0.25 80 221 269
Total 1,314,000 887,240 0.44 249 105
TecnologíaPotencia
Requerida (MW)
Potencia adjudicada
(MW) Fp
Energía Adjudicada (MWh/Año)
Precio MonómicoAdjudicado (US$/MWh)
Tarifa Base (US$/MWh)
Hidroeléctrica 500 162 0.75 999,339 60 74
Buena Pro:Feb. 2010
Nota: El Fp (factor de planta) y el Precio Monómico Adjudicado son promedios ponderados por energía.
Fuente: Documentos de los procesos.Elaboración propia
RESULTADOS 1RA SUBASTA: 2da Convocatoria
TecnologíaEnergía
Requerida (MWh/año)
Energía Adjudicada (MWh/Año)
FpPotencia
adjudicada (MW)
Precio MonómicoAdjudicado (US$/MWh)
Tarifa Base (US$/MWh)
Biomasa 419,000 0 - - - 55
Solar 8,000 0 - - - 211
Total 427,000 0 - - -
TecnologíaPotencia
Requerida (MW)
Potencia adjudicada
(MW) Fp
Energía Adjudicada (MWh/Año)
Precio MonómicoAdjudicado (US$/MWh)
Tarifa Base (US$/MWh)
Hidroeléctrica 338 18 0.67 85,000 64 64
Buena Pro:Jul. 2010
Nota: El Fp (factor de planta) y el Precio Monómico Adjudicado son promedios ponderados por energía.
Fuente: Documentos de los procesos.Elaboración propia
RESULTADOS 2DA SUBASTA
TecnologíaEnergía
Requerida (MWh/año)
Energía Adjudicada (MWh/Año)
FpPotencia
adjudicada (MW)
Precio MonómicoAdjudicado (US$/MWh)
Tarifa Base (US$/MWh)
Biomasa RU1/ 235,000 14,020 0.80 2 100 No revelado
Biomasa RA2/ 593,000 0 - - - 65
Eólica 429,000 415,760 0.53 90 69 No revelado
Solar 43,000 43,000 0.31 16 120 No revelado
Total 1,300,000 472,780 0.52 108 75
TecnologíaEnergía
Requerida (MWh/año)
Energía Adjudicada (MWh/Año)
FpPotencia
adjudicada (MW)
Precio MonómicoAdjudicado (US$/MWh)
Tarifa Base (US$/MWh)
Hidroeléctrica 681,000 679,930 0.82 102 53 No revelado
Buena Pro:Ago. 2011
1/RU: Residuos Urbanos2/RA: Residuos Agroindustriales
Nota: El Fp (factor de planta) y el Precio Monómico Adjudicado son promedios ponderados por energía.
Fuente: Documentos de los procesos.Elaboración propia
RESULTADOS 3RA SUBASTA
TecnologíaEnergía
Requerida (MWh/año)
Energía Adjudicada (MWh/Año)
FpPotencia
adjudicada (MW)
Precio MonómicoAdjudicado (US$/MWh)
Tarifa Base (US$/MWh)
Biomasa RA1/ 320,000 0 - - - -
Total 320,000 0 - - -
TecnologíaEnergía
Requerida (MWh/año)
Energía Adjudicada (MWh/Año)
FpPotencia
adjudicada (MW)
Precio MonómicoAdjudicado (US$/MWh)
Tarifa Base (US$/MWh)
Hidroeléctrica 1,300,000 1,277,880 0.77 211 57 No revelado
Buena Pro:Dic. 2013
Nota: El Fp (factor de planta) y el Precio Monómico Adjudicado son promedios ponderados por energía.
1/RA: Residuos Agroindustriales
Fuente: Documentos de los procesos.Elaboración propia
CONCLUSIONES 2
Tres subastas y cuatro procesos en 5 añoses una buena señal al mercado.
A pesar de lo indicado, aún haycertidumbre sobre la realización de nuevassubastas (hoy está en marcha la 4tasubasta), lo cual produce desconcierto yespeculaciones variopintas en los agenteseconómicos.
Entre subastas ha habido cambiosdrásticos en los precios máximos que haoriginado que en por lo menos en dosprocesos (2 convocatoria de 1ra subasta y3ra subasta), los resultados esperados nose hayan cumplido.
3. HAY QUE MEJORAR LAS CIFRAS AGREGADAS DE LOS RESULTADOS
12
RESUMEN POR SUBASTA
RER (SIN HIDROELÉCTRICA)
SubastaEnergía
Requerida (MWh/año)
Energía Adjudicada (MWh/Año)
FpPotencia
adjudicada (MW)
Precio MonómicoAdjudicado (US$/MWh)
1ra Sub. - 1ra Conv. 1,314,000 887,240 0.44 249 105
1ra Sub. - 2da Conv. 427,000 0 - - -
2da Sub. 1,300,000 472,780 0.52 108 75
3ra Sub. 320,000 0 - - -
Total 2,934,000(*) 1,360,020 0.47 357 94
HID
RO
ELÉC
TRIC
A SubastaPotencia
adjudicada (MW)Fp
Energía Adjudicada (MWh/Año)
Precio MonómicoAdjudicado (US$/MWh)
1ra Sub. - 1ra Conv. 162 0.75 999,339 60
1ra Sub. - 2da Conv. 18 0.67 85,000 64
2da Sub. 102 0.82 679,930 53
3ra Sub. 211 0.77 1,277,880 57
Total 475 0.77 3,042,149 57
Nota: El Fp (factor de planta) y el Precio Monómico Adjudicado son promedios ponderados por energía.(*) No incluye la Energía Requerida en la 2da Convocatoria de la 1ra Subasta por ser parte de la 1ra Convocatoria.
Fuente: Documentos de los procesos.Elaboración propia
RESUMEN POR SUBASTAHidroeléctricas
Fuente: Documentos de los procesos.Elaboración propia
1ra Sub. - 1raConv.
1ra Sub. -2da Conv.
2da Sub. 3ra Sub. Total
Energía Requerida (GWh/año) 3,090 1,597 681 1,300 6,668
Energía Adjudicada (GWh/Año) 999 85 680 1,278 3,042
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
GWh
Hidro ≤20 MW: Resumen adjudicaciones por subasta
32.3%
5.3%99.8%
98.3%
45.6%
RESUMEN POR SUBASTABiomasa, Eólico, Solar
Fuente: Documentos de los procesos.Elaboración propia
1ra Sub. - 1raConv.
1ra Sub. -2da Conv.
2da Sub. 3ra Sub. Total
Energía Requerida (GWh/año) 1,314 427 1,300 320 3,361
Energía Adjudicada (GWh/Año) 887 0 473 0 1,360
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
GWh
Otros RER: Resumen adjudicaciones por subasta
67.5%
0.0%
36.4%
0.0%
40.5%
TecnologíaEnergía Requerida
(MWh/año)
Energía Adjudicada (MWh/Año)
FpPotencia
adjudicada (MW)
Precio MonómicoAdjudicado (US$/MWh)
Biomasa 1,961,000 157,315 0.62 29 67
Eólica 749,000 986,763 0.49 232 76
Solar 224,000 215,942 0.26 96 201
Total 2,934,000(*) 1,360,020 0.47 357 94
RESUMEN POR TECNOLOGÍA
TecnologíaPotencia
adjudicada (MW)Fp
Energía Adjudicada (MWh/Año)
Precio MonómicoAdjudicado (US$/MWh)
Hidroeléctrica 493 0.77 3,042,149 57
Nota: El Fp (factor de planta) y el Precio Monómico Adjudicado son promedios ponderados por energía.(*) No incluye la Energía Requerida en la 2da Convocatoria de la 1ra Subasta por ser parte de la 1ra Convocatoria.
Fuente: Documentos de los procesos.Elaboración propia
RESUMEN POR TECNOLOGÍA
Fuente: Documentos de los procesos.Elaboración propia
Biomasa Eólica SolarHidroeléctric
aTotal
Energía Requerida (GWh/año) 2,380 749 232 6,668 10,029
Energía Adjudicada (GWh/Año) 157 987 216 3,042 4,402
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
GWh
RER: Resumen adjudicaciones por tecnología
6.6%131.7%
93.1%
45.6%
43.9%
CONCLUSIONES 3
El objetivo planteado por el Estado decobertura de RER en términos de energíaanual no se han cumplido enhidroeléctricas y en biomasa, donde sealcanzó tan solo el 45.6% y el 6.6% de lasexpectativas.
En el caso hidroeléctrico, la metapropuesta en la primera subasta que fuedemasiado optimista signó los resultados,los cuales mejoraron significativamente enla 2da y 3ra subasta.
En el caso de biomasa, se esperaba mayorparticipación de los productores de caña deazúcar que tienen suficiente bagazo parausarlo en generación eléctrica.
4. ¿SE HAN OBTENIDO LOS OPTIMISTAS FACTORES DE PLANTA OFRECIDOS POR LOS POSTORES?
19
FACTORES DE PLANTA DE LAS CENTRALES RER EN OPERACIÓN
Fuentes: Documentos de los procesos de subastas RER; COES. Elaboración propia.Fp ejecutado: Factor de planta calculado a partir de la energía producida por las centrales en el año 2014, con excepción de aquellas queentraron en operación en el segundo semestre de dicho año (indicadas con *), para las que se tomó su producción en el periodo enero-julio2015.Fp propuesto: Factor de planta ofertado por los adjudicatarios en los procesos de subastas RER.
Paramonga I
Huaycoloro
Marcona
TalaraCupisniq
ue
PanamericanaSolar
MajesSolar
Repartición
Solar
TacnaSolar
Moquegua FV
Series1 0.57 0.73 0.53 0.46 0.43 0.29 0.22 0.21 0.27 0.31
Series2 0.48 0.86 0.36 0.48 0.42 0.29 0.27 0.27 0.27 0.31
0.00.10.20.30.40.50.60.70.80.91.0
Fp
Factores de planta de las centrales RER en operación
Biomasa: Fp ejecutado
Eólica: Fp ejecutado
Solar: Fp ejecutado
Fp propuesto
* * *
Prop
Ejec
FACTORES DE PLANTA DE LAS CENTRALES RER EN OPERACIÓN
Fuentes: Documentos de los procesos de subastas RER; COES. Elaboración propia.Fp ejecutado: Factor de planta calculado a partir de la energía producida por las centrales en el año 2014, con excepción de aquellas queentraron en operación en el segundo semestre de dicho año (indicadas con *), para las que se tomó su producción en el periodo enero-julio2015.Fp propuesto: Factor de planta ofertado por los adjudicatarios en los procesos de subastas RER.
SantaCruz II
SantaCruz I
NuevoImperi
al
Yanapampa
Huasahuasi II
Huasahuasi I
Poechos II
Roncador
La JoyaPurmacana
Carhuaquero
IV
CañaBrava
LasPizarra
s
Canchayllo
Runatullu III
Runatullo II
Series1 0.66 0.65 0.81 0.77 0.71 0.70 0.75 0.89 0.65 0.71 0.76 0.41 0.67 0.77 0.80 0.67
Series2 0.70 0.69 0.86 0.78 0.93 0.88 0.76 0.48 0.69 0.30 0.84 0.63 0.79 1.03 0.79 0.78
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
1.2
Fp
Factores de planta de las centrales RER en operación
Hidroeléctrica:Fp ejecutado
Fp propuesto
* * *
Prop
Ejec
CONCLUSIONES 4
En biomasa de bagazo, el factor de planta (FP)resultó menor al esperado: 0.48 en lugar de 0.57.
En biomasa de residuos sólidos, se obtuvo un FPmucho mejor que el planteado: 0.86 en lugar de0.73.
En eólica, el FP en Talara y Cupisnique estuvodentro de lo esperado: 0.48 y 0.42respectivamente
En Marcona aún no se alcanza el FP esperado de0.53, se ha obtenido tan solo 0.36.
En solares el FP ha estado en el rango propuesto:0.21 a 0.31.
En hidroeléctricos el FP ha sido desde 0.3 a1.0.Los valores bajos corresponden a centrales dela cuenca del río Pativilca
5. ¿CUÁL HA SIDO LA PARTICIPACIÓN RER EN EL CONSUMO NACIONAL DE ELECTRICIDAD?
23
PRODUCCIÓN RER:PROPUESTA Y EJECUTADA
Fuentes: Documentos de los procesos de subastas RER; COES; OSINERGMIN. Elaboración propia.Producción según propuesta: Total de energía eléctrica calculada en base a la energía adjudicada y las fechas de puesta en operacióncomercial propuestas por los adjudicatarios en los procesos de subastas RER.Producción ejecutada: Total de energía eléctrica producida anualmente por los adjudicatarios de las subastas RER, según los registros delCOES.
2010 2011 2012 2013 2014
Hidro ≤20 MW Propuesta 256 288 364 1,159 1,220
Hidro ≤20 MW Ejecutada 203 270 372 494 587
Otros RER Propuesta 92 129 456 887 894
Otros RER Ejecutada 77 87 182 319 583
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
GWh
Producción de electricidad de proyectos RER
79%94%
102%
43%48%
84% 68%40%
36%
65%
PRODUCCIÓN RER 2014:PLANIFICADA, PROPUESTA Y EJECUTADA
(% Consumo Nacional Electricidad)
Fuentes: Documentos de los procesos de subastas RER; COES. Elaboración propia.Producción planificada: Total de energía eléctrica calculada en base a la energía requerida en la primera subasta RER, cuya fecha límite parala puesta en operación comercial fue 31.12.2012.Producción según propuesta: Total de energía eléctrica calculada en base a la energía adjudicada y las fechas de puesta en operacióncomercial propuestas por los adjudicatarios en los procesos de subastas RER.Producción ejecutada: Total de energía eléctrica producida anualmente por los adjudicatarios de las subastas RER, según los registros delCOES.
Planificada Propuesta Ejecutada Planificada Propuesta Ejecutada
Hidro ≤20 MW Otros RER
%CNE 7.3% 2.9% 1.4% 3.1% 2.1% 1.4%
0%
1%
2%
3%
4%
5%
6%
7%
8%
Producción de electricidad de proyectos RER 2014
PARTICIPACIÓN RER EN EL CONSUMO NACIONAL DE ELECTRICIDAD
Fuente: COES; OSINERGMIN. Elaboración propia.Consumo Nacional de Electricidad: Es el total de energía eléctrica producida anualmente en el país, incluida la autoproducción y laimportación, menos la exportación (DECRETO SUPREMO Nº 012-2011-EM).Otras concesiones RER: C.H. Pías 1 y C.T. Maple Etanol. Concesiones definitivas de generación, otorgadas mediante Resoluciones SupremasN° 011-2006-EM y N° 043-2012-EM, respectivamente, fuera del marco de las subastas RER.
05,000
10,00015,00020,00025,00030,00035,00040,00045,000
2009 2010 2011 2012 2013 2014
Hidro ≤20 MW 128 203 270 372 494 587
Otros RER 0 77 87 182 319 583
Otras concesiones RER 0 0 11 128 186 135
Termoeléctrica 11,377 13,708 15,019 16,547 18,435 20,483
Hidroeléctrica 18,826 18,947 20,329 20,601 20,769 20,574
GWh
Consumo Nacional de Electricidad
Subastas
PARTICIPACIÓN RER EN EL CONSUMO NACIONAL DE ELECTRICIDAD
0.0%
0.5%
1.0%
1.5%
2.0%
2.5%
3.0%
3.5%
2009 2010 2011 2012 2013 2014
Hidro ≤20 MW 0.4% 0.6% 0.8% 1.0% 1.2% 1.4%
Otros RER 0.0% 0.2% 0.2% 0.5% 0.8% 1.4%
Otras concesiones RER 0.0% 0.0% 0.0% 0.3% 0.5% 0.3%
%CNE
Participación RER en el Consumo Nacional de Electricidad
Subastas
Fuente: COES; OSINERGMIN. Elaboración propia.Consumo Nacional de Electricidad: Es el total de energía eléctrica producida anualmente en el país, incluida la autoproducción y laimportación, menos la exportación (DECRETO SUPREMO Nº 012-2011-EM).Otras concesiones RER: C.H. Pías 1 y C.T. Maple Etanol. Concesiones definitivas de generación, otorgadas mediante Resoluciones SupremasN° 011-2006-EM y N° 043-2012-EM, respectivamente, fuera del marco de las subastas RER.
PARTICIPACIÓN RER EN EL CONSUMO NACIONAL DE ELECTRICIDAD
48.6%
48.4%
1.4%
1.4%0.3%
Participación RER en el Consumo Nacional de Electricidad 2014
Fuentes ConvencionalesHidroeléctrica
Fuentes ConvencionalesTermoeléctrica
Subastas RER Hidro ≤20 MW
Subastas RER Otros RER
Otras concesiones RER
Subastas RER
Fuente: COES; OSINERGMIN. Elaboración propia.Consumo Nacional de Electricidad: Es el total de energía eléctrica producida anualmente en el país, incluida la autoproducción y laimportación, menos la exportación (DECRETO SUPREMO Nº 012-2011-EM). Consumo Nacional de Electricidad 2014: 42,362 GWh.Otras concesiones RER: C.H. Pías 1 y C.T. Maple Etanol. Concesiones definitivas de generación, otorgadas mediante Resoluciones SupremasN° 011-2006-EM y N° 043-2012-EM, respectivamente, fuera del marco de las subastas RER.
CONCLUSIONES 5
Al cierre del 2014, la participación de lasRER no hidroeléctricos en operación soloha sido el 1.4% del consumo nacional,lejana cifra respecto al 5% planteado.
Las hidroeléctricas de 20 MW o menos enoperación al cierre del 2014, representan el1.4% del consumo nacional.
Si se hubiese adjudicado y puesto enoperación toda la energía requerida en la1ra subasta, se tendría un 3.1% departicipación en RER no hidroeléctricos,38% menor que la meta del 5% y las RERhidroeléctricas hubiesen representado el7.3% del consumo nacional.
6.¿CUÁL HA SIDO EL SOBRECOSTO DE LOS CARGOS POR PRIMA?
30
SOBRECOSTO DE LA ELECTRICIDAD EN LOS CARGOS POR PRIMA DE LOS PROYECTOS RER EN OPERACIÓN
1/Resolución OSINERGMIN N° 067-2015-OS/CD. Valores actualizados a mayo y agosto de 2015.Cargo por prima: cargo unitario requerido para asegurar que los Concesionarios RER reciban el Ingreso Garantizado (a Tarifa deAdjudicación). Está incluido en el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión.Sobrecosto en el Cargo por prima: Ingreso garantizado – Ingreso a precio a nivel de generación (Actualizado a agosto 2015).
Tecnología Subasta Central
Cargo por Prima
mayo 20151/
Cargo por Prima
agosto 20151/
Sobrecosto en el Cargo por
Prima
Sobrecosto en el Cargo por
PrimaS/./kW-mes S/./kW-mes S/./kW-mes S/./kW-mes
Hidroeléctrica
Primera (I)
C.H. Santa Cruz II 0.057 0.074 0.001
0.101
C.H. Santa Cruz I 0.051 0.071 0.000C.H. Poechos 2 0.085 0.121 0.011C.H. Roncador 0.048 0.067 0.001C.H. La Joya 0.109 0.136 0.013C.H. Carhuaquero IV 0.151 0.230 0.050C.H. Caña Brava 0.034 0.071 0.016C.H. Purmacana 0.004 0.005 0.001C.H. Huasahuasi I 0.078 0.108 0.006C.H. Huasahuasi II 0.076 0.108 0.004C.H. Nuevo Imperial 0.040 0.055 0.001C.H. Yanapampa 0.043 0.051 -0.003
Primera (II) C.H. Las Pizarras 0.170 0.217 0.024 0.024
SegundaC.H. Runatullo III 0.269 0.342 -0.010
-0.023C.H. Canchayllo 0.043 0.041 -0.013
Tercera C.H. Runatullo II 0.161 0.218 -0.010 -0.010
SOBRECOSTO DE LA ELECTRICIDAD EN LOS CARGOS POR PRIMA DE LOS PROYECTOS RER EN OPERACIÓN
Tecnología Subasta Central
Cargo por Prima
mayo 20151/
Cargo por Prima
agosto 20151/
Sobrecosto en el Cargo por
Prima
Sobrecosto en el Cargo por
PrimaS/./kW-mes S/./kW-mes S/./kW-mes S/./kW-mes
Biomasa Primera (I)Central Cogeneración Paramonga
0.101 0.171 -0.0340.046
C.T. Huaycoloro 0.115 0.135 0.080
Eólica Primera (I)C.E. Marcona 0.305 0.364 0.052
0.610C.E. Talara 0.612 0.709 0.166C.E. Cupisnique 1.489 1.707 0.392
SolarPrimera (I)
Repartición Solar 20T 0.343 0.387 0.297
1.357Majes Solar 20T 0.344 0.388 0.298Tacna Solar 20T 0.406 0.443 0.379Panamericana Solar 20T 0.433 0.460 0.383
Segunda CSF Moquegua FV 0.250 0.286 0.128 0.128
Total 5.817 6.965 2.233 2.233
1/Resolución OSINERGMIN N° 067-2015-OS/CD. Valores actualizados a mayo y julio de 2015.Cargo por prima: cargo unitario requerido para asegurar que los Concesionarios RER reciban el Ingreso Garantizado (a Tarifa deAdjudicación). Está incluido en el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión.Sobrecosto en el Cargo por prima: Ingreso garantizado – Ingreso a precio a nivel de generación (Actualizado a agosto 2015).
CONCLUSIONES 6
Al mes de agosto del 2015, el cargo porprima ha sido de 2.233 S/./KW, el cual seincluye según la legislación en el “vehículosoluciona todo”, llamado Peaje porConexión al Sistema Principal deTransmisión (PCSPT).
El PCSPT a precios del 04 de septiembre del2015 asciende a 27.634 S/./KW. Es decirque el Cargo por Prima representa el 8%del PCSPT.
El factor de mayor ponderación en el Cargopor Prima es el correspondiente a lasplantas solares, que ascienden a 1.485, querepresenta el 67% del total por esteconcepto y el 5.4% del PCSPT.
7.INCIDENCIA DEL RER EN EL USUARIO FINAL REGULADO: 1ra, 2da y 3ra subasta
34
TARIFAS A USUARIOS FINALES REGULADOS (US$/MW.h)
Tarifas a Usuarios Finales Regulados según nivel de tensión US$/MW.h
Alta Tensión (AT) 76.9
Media Tensión (MT) 88.0
Baja Tensión (BT) 142.6
-Residencial 142.2
-No residencial 143.5
Promedio Usuario Final Regulado 122.0
Fuente: OSINERGMIN.Tarifas proyectadas 2015 (con información a julio).
INCIDENCIA DE LA ENTRADA EN OPERACIÓN DE LOS PROYECTOS RER EN
LOS PRECIOS
1/Incidencia real de los proyectos RER en operación sobre el precio a usuario final regulado.2/Incidencia estimada considerando la energía adjudicada y las fechas de puesta en operación comercial propuestas porlos adjudicatarios en los procesos de subastas RER (1ra y 2da subasta).3/Incidencia estimada considerando la puesta en operación comercial del total de la energía requerida en la 1ra subastaRER, cuya fecha límite para la puesta en operación comercial fue 31.12.2012.4/Incidencia estimada de llegarse al 5% del Consumo Nacional de Electricidad al 2017, en base a la puesta en operacióncomercial del total de la energía adjudicada en la 1ra, 2da y 3ra subasta RER, manteniendo constantes las variablesregistradas hasta el momento.
Concepto A1/ B2/ C3/ D4/
Sobrecosto en el Cargo por Prima (US$/MWh) 1.0533 1.1196 1.6428 2.2715
Var. del precio de la electricidad
AT 1.37% 1.46% 2.14% 2.95%
MT 1.20% 1.27% 1.87% 2.58%
BT 0.74% 0.79% 1.15% 1.59%
-Residencial 0.74% 0.79% 1.16% 1.60%
-No residencial 0.73% 0.78% 1.14% 1.58%
Promedio Usuario Final Regulado 0.86% 0.92% 1.35% 1.86%
CONCLUSIONES 7
Hoy el sobrecosto a consumidor final es detan solo de 0.86%, como valor promedioponderado.
Hay que hacer una distinción en el impactodependiendo del nivel de tensión en el cualel consumidor final tiene el servicio: 1.20%para MT (mayoría de industriales) y 0.74%a nivel residencial.
Si se hubiese colocado y puesto en serviciotoda la energía RER planificada por elestado las RER con una participación del3.1% entre biomasa, eólica y solar; elimpacto a consumidor final en MT hubiesesido de 1.87% en MT y 1.16% a usuarioresidencial.
8. CUARTA SUBASTA RER
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4TA SUBASTA RER:ENERGÍA REQUERIDA
Fecha Referencial de Puesta en Operación Comercial: hasta el 31 de diciembre de 2018.
Fuente: Documentos de los procesos.Elaboración propia
Tecnología
Biomasa
EólicaSolar
FotovoltáicaTotal
Residuos Forestales
Residuos Sólidos
Agrícolas
Residuos Sólidos
Urbanos Incineración
Residuos Sólidos
Urbanos Biogás
Energía Requerida (MWh/año)
125,000 125,000 31,000 31,000 573,000 415,000 1,300,000
Tecnología Hidroeléctrica
Energía Requerida (MWh/año)
450,000
RESUMEN POR SUBASTA
RER (SIN HIDROELÉCTRICA)
SubastaEnergía
Requerida (MWh/año)
Energía Adjudicada (MWh/Año)
Potencia adjudicada (MW)
1ra Sub. - 1ra Conv. 1,314,000 887,240 249
1ra Sub. - 2da Conv. 427,000 0 -
2da Sub. 1,300,000 472,780 108
3ra Sub. 320,000 0 -
4ta Sub. 1,300,000
Total 4,234,000(*) 1,360,020 357
HIDROELÉCTRICA RER
SubastaPotencia
Requerida (MWh/año)
Energía Requerida
(MWh/año)
Potencia adjudicada (MW)
Energía Adjudicada (MWh/Año)
1ra Sub. - 1ra Conv. 500 162 999,339
1ra Sub. - 2da Conv. 338 18 85,000
2da Sub. 681,000 102 679,930
3ra Sub. 1,300,000 211 1,277,880
4ta Sub. 450,000
Total 500(*) 2,431,000 493 3,042,149
Fuente: Documentos de los procesos.Elaboración propia(*) No incluye la Energía Requerida en la 2da Convocatoria de la 1ra Subasta por ser parte de la 1ra Convocatoria.
CONCLUSIONES 8
Lo más trascendente de la 4ta subastaconvocada es que se está solicitando unacantidad elevada de energía solar: 92%mayor a la que ya se ha adjudicado.
Lo anterior significa que el estado estáapostando por la tecnología de mayorimpacto tarifario en el cargo por prima(67% actualmente) y del menor factor deplanta (entre 0.21 y 0.31).
Es una apuesta cuya racionalidad tendránque explicar las autoridades.
9. CONCLUSIONES FINALES
42
CONCLUSIONES FINALES
La participación de las RER en el consumonacional depende del impacto en las tarifasa consumidor final.
Por las cifras registradas, si se llegase al5% de participación para el 2017 elimpacto tarifario promedio a usuario finalregulado sería del orden del 1.9%; mientrasque el impacto al usuario final de mediatensión sería 2.6%.
CONCLUSIONES FINALES
La razonabilidad de un sobrecosto del 1.9%es justificada para tener una diversidad enla matriz del consumo nacional deelectricidad, por esta razón el 5% departicipación de las RER debe ser una metaque debe fijarse desde el Estado.
Lo que sí hay que incidir es incrementar ladiversidad: geotermia y mareomotrizdeberán ser consideradas.