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UNIVERSIDAD NACIONAL DEL CALLAO FACULTAD DE INGENIERIA ELECTRICA Y ELECTRONICA ESCUELA PROFESIONAL DE INGENIERA ELECTRICA

CENTRALES ELECTRICAS I “PAGO DE POTENCIA FIRME” GRUPO 5 LAUREANO MATUMAY, ORLANDO MONTALVAN MATOS, JOSE EDUARDO POZO SABA, JORGE LUIS ROMERO MORALES, VICTOR TELLO ENRIQUEZ, FRANCO PIERO Callao, 2019 PERÚ

INTRODUCCIÓN En el Perú, y en muchos países la electricidad se paga en dos conceptos: Potencia y Energía. El pago de la Potencia tiene por objeto remunerar la capacidad que no se pagaría con la energía. El dinero pagado por los Clientes como cargo de Potencia se asigna a la Bolsa de Potencia que será entregada a todos los Generadores en función del concepto denominado “Potencia Firme”. De acuerdo a la Ley de concesiones eléctricas, la potencia firme es la potencia que puede suministrar cada unidad de generación con alta seguridad. MARCO TEÓRICO La Potencia Firme es un concepto creado en la Ley de Concesiones Eléctricas para garantizar ingresos mínimos a los Generadores en función a su aporte a la Confiabilidad energética del Conjunto. A este aporte se le denomina “Potencia Firme”. Sólo las Térmicas tienen una Potencia Firme determinada de forma directa y sencilla. Para las Hidráulicas y otras RER, que aportan Energía, se debe hacer una traducción o conversión de Energía Firme a Potencia Firme. La energía firme es la máxima producción esperada de energía eléctrica determinada para una afluencia hídrica con una probabilidad de excedencia del 95% para las unidades de generación hidroeléctrica y, de indisponibilidad programada y fortuita para las unidades de generación térmica. El MEM debe ir mejorando el reconocimiento del pago de Potencia a las diversas tecnologías, pero debe vigilar que la Bolsa de Potencia tenga los recursos económicos para pagar las tecnologías que el sistema requiere. Muchas críticas de los generadores actuales vienen a que la Bolsa de Potencia no incluye los verdaderos requerimientos del SEIN y castiga por tanto a los generadores actuales y sobre todo a las centrales de punta y reserva. El Pago de Potencia es mucho más importante para los Generadores de Punta y Reserva que para los Generadores de Base. Los Generadores de Base tienen Costos Variables que les permiten competir en el negocio de los Contratos con Clientes y, por tanto, los Ingresos de Potencia sólo representan un 20% de su ingreso total. El Generador de Punta, al operar muy pocas horas del año, necesita un Ingreso de Potencia que cubra sus Costos Fijos, sino nunca se instalaría y por ende el Sistema estaría propenso a Racionamientos o Interrupciones.

¿Cómo se recauda el dinero?

En la Figura, el Cliente paga al Generador o Distribuidor: Cargo de Potencia (Precio Pactado) Cargo de Energía (Precio Pactado) Cargo de Transmisión Principal El Cargo de Potencia lo transfiere el Generador al COES para que forme la Bolsa de Potencia. En las centrales hidroeléctricas, la potencia firme se determina con una afluencia hídrica que corresponde a una probabilidad de excedencia de 95%, mientras que, en las térmicas, la potencia firme debe de considerar los factores de indisponibilidad programada y fortuita. El reglamento de la LCE, establece que la potencia firme en unidades térmicas se determina de la siguiente manera: PF=Potencia efectiva x Factor de indisponibilidad Fortuita. Para el caso de centrales hidroeléctricas, la potencia firme se determina de la siguiente manera: PF=Potencia Garantizada x Factor de presencia Para el caso de centrales de cogeneración, se determina de la siguiente manera: PF=Promedio de potencias medidas en los bornes de las unidades de generación durante el mes evaluativo.

Para obtener la potencia firme, todas estas variables se determinan con mediciones directas o estimaciones a partir de información disponible. El procedimiento técnico del COES establece un mecanismo para cuando la potencia firme sea menor a la máxima demanda del sistema. Se podrá aumentar la potencia firme calculada para cada unidad hasta el límite de su potencia efectiva, de modo que la potencia firme total de unidades de generación se iguale con la máxima demanda. En estos casos primero se aumenta la potencia hidroeléctrica y luego la termoeléctrica. Actualmente, este mecanismo, resulta inadecuado si se toma en cuenta la ley Nº28832(y lo previsto en la LCE), los contratos de electricidad deben de estar respaldados por una potencia firme verdadera. Asimismo, para el caso de contratos de venta de electricidad con usuarios libres, en un 80% los plazos son menores a 5 años, mientras que, para el suministro de usuarios regulados como resultado de licitaciones de largo plazo, los contratos en más del 70%tienen plaza de 10 o 12 años. Por esto no es posible verificar y validar la obligación cuando la potencia firme puede cambiar en cualquier momento a voluntad. Todas las Centrales disponibles e incluidos dentro del Margen de Reserva tienen derecho a cobrar por la Potencia Firme Remunerable (PFR). Sin embargo, existen 2 ideas polarizadas por parte de los actores del mercado con respecto al pago potencia firme en las RER: Los que están a favor mencionan que el pago de potencia firme es indispensable ya que esto permitirá a los generadores tanto eólicos como fotovoltaicos ingresar al mercado eléctrico en las mismas condiciones que otros tipos de generadores Al mismo tiempo hay algunos que están en contra porque alegan que dichas centrales renovables son intermitentes debido la incapacidad que tienen los recursos eólicos y fotovoltaicos para poder garantizar su disponibilidad en el sistema, por lo tanto, no deben recibir un pago por potencia firme. Y en la actualidad dicho reconocimiento de potencia firme para las eólicas y fotovoltaicas es cero ,porque para que haya potencia firme es necesario que exista la disponibilidad de generación de esa manera garantiza seguridad y otorga remuneración por capacidad de producción en condiciones de seguridad de las centrales RER y dicho criterio es tomado en cuenta en el procedimiento de cálculo que se encuentra desarrollado en el artículo 110 de la concesiones eléctricas aprobada por el decreto de ley 9-93-EM (“RLCE”) y según el cálculo dicha potencia es cero , aunque en el transcurso del tiempo el MINEM y OSINERGMIN han hecho lo posible para tratar de revertir dicho artículo argumentando diferentes factores dejados en cuenta en el cálculo de la potencia firme pero aun así la ley sigue vigente a la actualidad

Las actuales centrales RER Eólicas y Solares tienen contratos con “Primas RER” donde sus Ingresos son Fijos y no cambian por el reconocimiento y pago de la PFR. Por lo tanto, el reconocimiento de una PFR para las RER Eólicas y Solares se debería aplicar a las Nuevas Centrales RER y eso sería a partir del 2021. Se podría definir un valor para la PF de las RER Eólicas y Solares actuales y señalar que la PFR de dichas centrales es igual a CERO mientras duren sus contratos con Primas RER. El MEM controla el Margen de Reserva (MR) y este debe reconocer, como mínimo, el pago de la PFR de las centrales de Bajo Costo, incluidas las de gas natural y carbón (Ilo) Por lo tanto, no es del todo cierto que el incluir a las RER Solares y Eólicas en la Bolsa de Potencia complicará la situación de la Central Térmica a Carbón de Ilo (CTC Ilo), dado que esta central es necesaria para el SEIN. Si no alcanzara la Bolsa de Potencia para pagar a la CTC Ilo, entonces el MEM debe aumentar el Margen de Reserva. OPINIÓN El 01 de setiembre del presente año, entró en vigencia la R.M. N°144-2019OS/CD. Esta resolución modifica el numeral 8.6.3. del Procedimiento Técnico del COES N°26 “Cálculo de la Potencia Firme”, conforme al siguiente texto: “8.6.3 La Potencia Firme de Centrales RER que utilizan tecnología eólica, solar o mareomotriz, se determinará considerando la producción de energía en las horas punta del Sistema definidas por el Ministerio de Energía y Minas, en cumplimiento del artículo 110 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, de acuerdo con la siguiente fórmula: h

∑ EG PF i =

1

h

Donde: PF i : Potencia firme de la central RER i. EG : Producción de energía activa de la central RER i durante las horas Punta del Sistema de los últimos 36 meses (periodo de evaluación). h: Número total de horas de punta del Sistema correspondiente al periodo de evaluación del EG. Antes de esta R.M. las tecnologías RER tenían Potencia Firme igual a cero. Este método para calcular la potencia firme perjudica a las centrales solares, ya que esta evaluación se hace en Horas de Punta (17:00 a 23:00).

Sin embargo, si esta evaluación se hiciera durante las 24horas del día, las centrales solares ayudarían, por ejemplo, a las centrales hidroeléctricas; ya que las primeras generarían durante el día y permitirían que las segundas reserven agua para la generación en Horas de Punta. Por lo tanto, en nuestra opinión la evaluación debería ser durante las 24 horas del día, además, las centrales solares deberían recibir algún tipo de pago por generar confiabilidad al sistema. CONCLUSIONES 

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Es interesante ver como se calcula la potencia firme en cada central eléctrica, siguiendo los procedimientos establecidos por la LCE. Sin embargo, la potencia firme al ser un concepto muy flexible y al ser controlada por el COES, no permite conocer la escasez de capacidad del sistema para enfrentar la máxima demanda con un nivel de confiabilidad aceptable. No se ha demostrado que las RER Eólicas y Solares deban tener Potencia Firme igual a CERO. Debe separarse el concepto de Potencia Firme usada en los Contratos con los Clientes del concepto de Potencia Firme Remunerable que participa de la Bolsa de Potencia. La Bolsa de Potencia debe siempre pagar a las Centrales que se requieren en la Operación del SEIN y eso incluye a las centrales de Carbón y también a las RER Eólicas y Solares según la Confiabilidad que ofrecen. Para las centrales Hidráulicas, de Carbón y otras de Base, el Ingreso por Potencia representa solo el 20% del Ingreso Total de la Central. Por lo tanto, No debe ser un drama para la Central de Base el tener una pérdida en el Ingreso de Potencia, dado que siempre puede contratar con Clientes. Al considerar PF a las tecnologías RER, permite un mercado más competitivo. Esto daría como resultado la baja de precios.

BIBLIOGRAFÍA PROMETHEO Portal Jurídico. (27 de agosto de 2019). La potencia firme para las renovables, ¿va o no va? Obtenido de prometheo: http://prometheo.pe/la-potencia-firme-paralas-renovables-va-o-no-va/ Sector Electricidad. (24 de diciembre de 2014). Perú: Diferencias entre potencia Firme, Instalada y Efectiva. Obtenido de sectorelectricidad: http://www.sectorelectricidad.com/10965/potencia-firme-instalada-efectiva/ SPR. (2019). La Potencia Firme y las RER 2019. Obtenido de spr: https://www.spr.org.pe/lapotencia-firme-y-las-rer-2019/