Your SlideShare is downloading. ×
Incentivos Generacion Renovables
Upcoming SlideShare
Loading in...5
×

Thanks for flagging this SlideShare!

Oops! An error has occurred.

×
Saving this for later? Get the SlideShare app to save on your phone or tablet. Read anywhere, anytime – even offline.
Text the download link to your phone
Standard text messaging rates apply

Incentivos Generacion Renovables

3,135
views

Published on

En los últimos años las fuentes renovables de energía (FRE) están teniendo una creciente importancia en la generación de electricidad. …

En los últimos años las fuentes renovables de energía (FRE) están teniendo una creciente importancia en la generación de electricidad.

Claramente las FRE están emergiendo como una alternativa viable y económica a la generación convencional basada en combustibles líquidos provenientes del petróleo.

En este breve trabajo se examina las posibilidades de las FRE en el Perú.

Published in: Technology

0 Comments
3 Likes
Statistics
Notes
  • Be the first to comment

No Downloads
Views
Total Views
3,135
On Slideshare
0
From Embeds
0
Number of Embeds
0
Actions
Shares
0
Downloads
0
Comments
0
Likes
3
Embeds 0
No embeds

Report content
Flagged as inappropriate Flag as inappropriate
Flag as inappropriate

Select your reason for flagging this presentation as inappropriate.

Cancel
No notes for slide

Transcript

  • 1. Incentivos a la Generación por Fuentes Renovables de Energía Eduardo Zolezzi, Consultor Senior Banco Mundial Introducción Muchos estudios recientes sobre energía y el clima han identificado la importancia del desarrollo y la difusión de las nuevas tecnologías de energía limpia como esencial para la continuidad futura del desarrollo energético y económico de los países. Las energías limpias no solo son una fuente sostenible con potencial importante para satisfacer una parte de los requerimientos mundiales de energía, sino que son necesarias para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GHG), causantes del calentamiento global y el cambio climático. En los últimos años las fuentes renovables de energía (FRE) están teniendo una creciente importancia en la generación de electricidad. Después de varios años de un apoyo creciente a la industria y tecnologías relacionadas con estas fuentes por parte de las economías mas desarrolladas, y más recientemente con la puesta en practica del Protocolo de Kyoto y el Mecanismo de Desarrollo Limpio (el CDM, de sus siglas en Inglés), claramente las FRE están emergiendo como una alternativa viable y económica a la generación convencional basada en combustibles líquidos provenientes del petróleo. Solamente como un ejemplo de este impacto, podemos mencionar las más de 200,000 instalaciones de pequeñas unidades eólicas en la China, las más de 50,000 unidades solares en México y los más de mil sistemas micro hidros en Nepal. Pero quizás donde más se nota su importancia es en los países desarrollados de Europa y Norte América. También como ejemplo podemos mencionar que Alemania tiene poco más de 18,000 megavatios en plantas eólicas, y que la Unidad Europea ha acordado que en el 2010 no menos de 20% de la generación en la unión debe provenir de fuentes renovables de energía. La principal ventaja de las FRE es que requieren relativamente poco mantenimiento y su costo operativo es considerablemente mas bajo que la generación térmica convencional, además de sus ventajas ambientales evidentes. Sin embargo, el desafió es hacer estas tecnologías mas baratas en lo que respecta a los relativamente altos costos iniciales de inversión. Conceptos Generales La tabla 1 a continuación muestra algunas de las características principales de las tres tecnologías de energías renovables más utilizadas y la figura 1 muestra las tendencias de uso y costos de estas tecnologías. La experiencia mundial ha mostrado que se necesitan políticas pro activas para impulsar el uso de las fuentes renovables de energía, con el propósito de reducir o eliminar las barreras directas o indirectas de mercado que existen. Por un lado muchas de las externalidades ambientales de las fuentes térmicas convencionales no son evaluadas correctamente cuando se hacen las evaluaciones económicas correspondientes, y por otra parte todavía prevalecen políticas de subsidios a los combustibles líquidos provenientes del petróleo, en particular para la generación de electricidad, que perjudica directamente la introducción de las fuentes renovable de energía. -1-
  • 2. Tecnología Fotovoltaica Eólica Pequeña Hidro Costo Inversión ($/kWinst) 6,000-10,000 2,000-6,000 1,000-4,000 Costo Generación ($/kWh 0.30-1.50 0.07-0.20 0.03-0.10 Variabilidad Generación Diaria y Estacional Diaria y Estacional Estacional Mantenimiento Bajo Bajo Medio Vida Económica 15-25 10-20 30-50 Obras Civiles Pocas Pocas Considerables Modularidad Sí Sí No Figura 21: Tendencias de Uso y Costos de las Energías Renovables La experiencia mundial ha mostrado que se necesitan políticas pro activas para impulsar el uso de las fuentes renovables de energía, con el propósito de reducir o eliminar las barreras directas o indirectas de mercado que existen. Por un lado muchas de las externalidades ambientales de las fuentes térmicas convencionales no son evaluadas correctamente cuando se hacen las evaluaciones económicas correspondientes, y por otra parte todavía prevalecen políticas de subsidios a los combustibles líquidos provenientes del petróleo, en particular para la generación de electricidad, que perjudica directamente la introducción de las fuentes renovable de energía. Las políticas de incentivo al uso de fuentes renovables de energía para la generación eléctrica que están más difundidas son los “mandatos de precio” y los “mandatos de cantidades”. En el primer caso, se establece un precio fijo (generalmente diferente para cada tipo de tecnología) que se le paga a la generación de fuente renovable, que hace a esa tecnología competitiva con las fuentes convencionales, asegurando su sostenibilidad económica y financiera. En el segundo caso, se obliga que cierta cantidad de energía que se compra, provenga de fuentes renovables de energía. Esta cantidad se compra a un precio “libremente negociado entre las partes” o al precio fijado por un procedimiento de subastas públicas competitivas. -2-
  • 3. Cuando se utilizan “mandatos de precio” no es posible conocer de antemano cuanta generación en base a energías renovables se va a lograr, por lo tanto no es posible conocer si finalmente en el largo plazo el porcentaje de generación por FRE va incrementarse o no respecto a la situación previamente existente. En este caso, de tiempo en tiempo es necesario ir ajustando el precio hacia arriba o hacia abajo para lograr los objetivos que se propongan. Muchos países europeos tienen leyes de “mandatos de precio”, conocidas como “Feed-In-Laws” (FIT) 1 . En el caso de los “mandatos de cantidades” generalmente las metas se especifican en forma gradual en el corto, mediano y largo plazo, con cantidades o porcentajes mayores cada vez. Las cantidades pueden ser distintas para cada tipo de tecnología. Aunque estos mandatos pueden hacerse sobre los generadores, los distribuidores o los consumidores finales, lo más común es hacerlo sobre los distribuidores. Adicionalmente, se establecen penalidades en caso de incumplimiento. Una forma de “mandatos de cantidades” es el conocido Portafolio Estándar de Renovables (RPS de sus siglas en Inglés), muy entendido en los Estados Unidos 2 , en el cual las cantidades son fijadas en el tiempo sobre el total y no sobre cada tipo de tecnología. Es importante señalar que los “mandatos de precios” no han sido del todo exitosos en todos los países donde se han implementado. Parte del problema es el establecimiento de los precios, los cuales además de ser adecuados (preferiblemente mas altos que bajos) deben garantizarse por un tiempo suficiente largo para asegurar que los inversionistas recuperen un porcentaje importante de la inversión en este periodo y tener una rentabilidad razonable, comparable con la inversión en tecnología convencional. También es importante tomar en cuenta otros costos que pueden afectar a la generación distribuida como son los cargos de acceso y uso de las redes. En el caso de nuestros países, hay que ser muy cuidadoso en no establecer precios muy altos que finalmente tengan un costo económico en el largo plazo mayor que el uso de la generación convencional. Es importante en este caso introducir mecanismos de mercado que permitan descubrir el precio más adecuado. Por otra parte, la simplicidad de los “mandatos de precios” facilita su aplicación y tiende a favorecer a los promotores medianos y pequeños. Además, para ciertos consumidores que pueden instalar equipos de FRE en sus premisas, se puede emplear una variante de los “mandatos de precios”, llamado “medición neta”, que permita vender la energía en exceso a la empresa distribuidora al precio de venta 3 . La medición neta se usa generalmente en combinación con “mandatos de cantidades” ya que en muchos casos los precios de venta no son suficientes para incentivar la inversión en FRE, en particular para las tecnologías mas caras (por ejemplo la fotovoltaica). 1 Los pioneros de FIT en Europa fueron Alemania y Dinamarca, cuyas leyes garantizaban un precio a los renovables (principalmente eólica) de por lo menos 85% del precio de venta final de electricidad a los usuarios. En el 2000 Alemania cambió la ley para eliminar ciertas distorsiones. Hoy en día varios países europeos tienen leyes FIT, incluyendo España, Francia, Austria, Portugal y Grecia. Recientemente Brasil y China han introducido leyes similares, combinadas con “mandatos de cantidades”. 2 A fines del 2005, 20 estados de los Estados Unidos, que representan mas del 35% del total de demanda del país, tienen leyes que establecen RPSs. En Europa, Holanda ha sido un líder en iniciativas RPS. Leyes similares de “mandato de cantidades” existen en otros varios países, incluidos Japón, Reino Unido (la ley RO, o de Obligación de Renovables, conocida anteriormente como NFFO, u Obligación de Combustibles No Fósiles), Italia y Australia. 3 En algunos casos, la distribuidora paga cada kWh que se inyecta a la red, y en otros casos solo cuando su producción total excede su consumo propio. Este tipo de mecanismo ha sido adoptado en varios países, incluyendo Japón, Tailandia, Canadá y por lo menos 38 estados de los Estados Unidos. -3-
  • 4. En adición a los dos métodos de mandato que hemos descrito, existe otro tipo de políticas de incentivos dirigidos a la reducción de costos que promueven la inversión voluntaria en energías renovables. Estas medidas pueden ser clasificadas en forma general en cuatro categorías, a saber: (i) reducción del costo inicial de inversión, por medio de subsidios o eliminación de impuestos; (ii) reducción del costo de capital, por medio de préstamos concesionarios y otro tipo de asistencia financiera; (iii) contribución al pago de capital o de préstamos, basada en la producción; y (iv) reducción del capital de inversión e instalación por medio de compras al por mayor de los equipamientos. Uno o una combinación del tipo de mecanismos señalados anteriormente pueden implementarse en una política general de incentivos a las energías renovables. La gran pregunta es cómo financiar el costo de estos incentivos. Por ejemplo, en los Estados Unidos los fondos requeridos para el desarrollo de las energías renovables se colectan por medio de una “carga de beneficio al sistema”, que es un sobrecargo al kWh consumido. Una carga similar existe en varios países europeos sobre la generación basada en combustibles fósiles. En general, en la mayoría de países se permite el traslado del mayor costo de los renovables al costo de la electricidad, distribuyéndolo entre todos los consumidores, según la composición de la generación en cada sistema. En algunos países se usa una combinación de traslado del costo a los consumidores con un impuesto “ambiental” (o de carbono) general. Por ejemplo, en México se ha creado el “Fondo Verde”, soportado por fondos públicos del presupuesto general y recursos del GEF (“Global Environmental Facility”), para pagar los costos increméntales de las energías renovables. Otra fuente de fondos para incentivos a las FRE son los “Certificados de Reducción de Emisiones” (CRE), que han sido creados dentro del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) del Protocolo de Tokio (PK). Este es un mecanismo de mercado que permite transar “reducción de emisiones” de gases de calentamiento global (GCG, principalmente el CO2) entre compradores y vendedores, de proyectos calificados (principalmente de energía renovable), a un pecio determinado por un mercado de CREs. Aunque el principal “productor” de los GCG, los Estados Unidos, no ratificó el PK, este fue finalmente ratificado por un número suficiente de países para ponerlo en vigencia en el año 2004. Europa, Japón y Canadá son los principales compradores y los países en vías de desarrollo los vendedores de CREs. El precio que es ofrecido hoy en día por estos certificados está en un rango de 5 a 7 Euros por reducción de una tonelada de CO2, con tendencia a subir a medida que se acorta el tiempo en que se puede hacer uso de este mecanismo, que es el año 2012. Aun cuando los CREs proporcionan un ingreso adicional a los proyectos de generación eléctrica con fuentes de energía renovables, haciéndolos un poco más atractivos financieramente, se considera que este es un incentivo, al precio actual de los CREs, insuficiente para promover este tipo de proyectos. En promedio, los CREs de proyectos hidroeléctricos y eólicos solo incrementan su rentabilidad en menos de 2%. Por ejemplo, en el caso peruano, un kWh de producción de energía eléctrica por estos medios produce solo una reducción promedio de emisiones de 0.685 kg de CO2, lo que representa unos US$ 0.00041/kWh, poco menos de 1.2% del costo marginal del sistema. Dada la diversidad de mecanismos posibles de incentivos para promover las fuentes renovables de energía, y la muy poca experiencia local en estas fuentes, en particular la eólica que es la de mayor desarrollo en el mundo, es muy difícil hacer una propuesta específica de incentivos en el -4-
  • 5. caso peruano, sin un análisis mas detallado de las opciones de política sectorial al respecto. Sin embargo pensamos que es indispensable que se establezca este tipo de incentivos, en particular para hacer frente al problema de generación en los sistemas aislados con generación térmica convencional, y considerando los relativamente abundantes recursos hidroeléctricos todavía existentes que permitirían implementar económicamente pequeñas y medianas plantas (las plantas hidroeléctricas “grandes” deben competir sin ninguna clase de incentivos con alternativas térmicas convencionales). Aunque la experiencia internacional con los “mandatos de precios” ha sido muy buena, creemos que este no debe ser el mecanismo inicial preferido como incentivo de las fuentes renovables en nuestro caso. Pensamos que los “mandatos de cantidades” son mejores, enfocados directamente sobre requerimientos particulares para casos específicos, combinados con licitaciones por menor precio. De esta forma se evita tener que definir a priori un precio por la energía generada por las fuentes renovables, dejando esto al mercado. Hay un punto adicional que quisiéramos señalar, que pensamos es importante en el caso peruano. Considerando que siempre debe estar como posibilidad la opción de interconexión al sistema eléctrico nacional dentro, de las opciones de suministro a los sistemas aislados, el costo de esta alternativa debe fijar un precio tope a la licitación de la generación por fuentes renovables. El financiamiento de los incentivos señalados anteriormente debe provenir de un único sobrecargo a la factura al consumo de electricidad, aplicable a todos los usuarios, regulados y no regulados. Tomando en cuenta que la máxima demanda total (del sistema interconectado y los sistemas aislados) es aproximadamente 4,200 MW (a fines del 2008), una meta de 10% de renovables (sin considerar las hidroeléctricas mayores) en un periodo de 5 años, requeriría de la instalación de aproximadamente 80 MW por año. Considerando un costo promedio de inversión en generación del sistema interconectado de US$800 por kW y de US$1,600 por kW, se necesitarían US$64 millones anuales de financiamiento, lo que implica un aumento de la tarifa promedio nacional en aproximadamente 5%. Algunas Experiencias en la Región La experiencia internacional pone de relieve claramente que para desarrollar proyectos de energías renovables en magnitud importante, se requiere de incentivos tarifarios especiales (a fin de reflejar todo el valor económico o como medida temporal para dar apoyo a las tecnologías en tanto que se alcanzan las economías de escala) y a menudo es necesario prestarle asistencia a los promotores a fin de que tengan acceso al financiamiento a largo plazo. A continuación se describe brevemente la experiencia de algunos países de la región en lo que se refiere a la legislación y regulación para incentivar la introducción de las energías renovables en la matriz energética. Brasil En 2002, Brasil creó el Programa de Incentivos a las Fuentes Alternativas de Energía Eléctrica (PROINFA, Ley 10.438 del 26 de abril), con el objetivo de desarrollar 3,300 MW de generación de energías renovables (1,100 MW para cada energía generada por medio eólico, proyectos hidroeléctricos de pequeña escala y biomasa) mediante acuerdos de compra de energía (ACE) a 20 años celebrados con Electrobras. Los proyectos que califican pueden obtener el 80 por ciento del financiamiento del Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES), sin embargo, para calificar para el financiamiento de PROINFA, se requiere que un mínimo del 60 por ciento del valor de las -5-
  • 6. compras del proyecto sea equipo fabricado en Brasil, 4 y el 20 por ciento debe ser capital propio. 5 Los préstamos del BNDES bajo el programa tienen vencimientos a 12 años, incluyendo un período de gracia de seis meses luego de finalizar la construcción, una comisión de compromiso del 1 por ciento, y el préstamo se otorga a la TJLP (tasa de interés a largo plazo de Brasil fijada por el Banco Central). 6 En la clasificación de los sistemas de apoyo a los precios, el enfoque brasileño de PROINFA se sustenta en que la intervención principal es el precio – pero donde el Gobierno también ha establecido un límite superior para la cantidad que califica para el precio. Los proyectos hidroeléctricos de pequeña escala con una capacidad instalada inferior a 30 MW gozan de otras concesiones, además del programa PROINFA: El umbral del tamaño para participar en el mercado es de 500 kW (en oposición a los 3 MW usuales). Solamente se requiere una autorización de ANEEL, en oposición a la subasta obligatoria para una concesión que exige la ley de licitaciones. Cincuenta (50) por ciento de descuento en las tarifas de transmisión y distribución. El elemento más importante de PROINFA es la tarifa fija, disponible para proyectos aprobados hasta los límites estipulados en la ley, que se muestran en la tabla a continuación. 7 Tarifas PROINFA 2006 Euro/MWh US$centavos/kWh Proyectos 47,80 7,36 hidroeléctricos pequeña escala Eólica 73,60-83,46 11,33-12,85 Bagaso de caña 39,30 6,05 de azúcar Cascarilla de 42,15 6,49 arroz Astillas de 41,40 6,38 madera Gas de relleno 69,05 10,63 sanitario Fuente: Ministerio de Minas y Energía de Brasil 4 Este requisito de contenido nacional es similar al programa de licitación de concesión eólica de China. 5 El requisito original era del 30 por ciento del capital, pero se redujo en marzo de 2004 luego de las dificultades que enfrentaron muchos patrocinadores de proyectos (a menudo pequeñas compañías) para poder cumplir con los requisitos de garantías. Las demoras en el financiamiento también resultaron en la extensión del programa de diciembre de 2007 a diciembre de 2008. 6 En diciembre de 2007, era del 6,25 por ciento, comparado con la tasa del mercado del dinero del 11 por ciento y la tasa financiera básica del 10,3 por ciento. 7 La tarifa eólica se basa en una escala móvil (según el modelo de la tarifa feed-in de Alemania) dependiente del factor de carga: los proyectos con factores de carga anuales de hasta el 32 por ciento, reciben 9,783 centavos de US$ por kWh, linealmente decreciendo a 8,626 centavos de US$ por kWh a un factor de carga del 42. -6-
  • 7. La segunda etapa del programa requerirá que un mínimo del 15 por ciento del incremento anual de electricidad sea contratado de estas fuentes renovables (excluyendo los grandes proyectos hidroeléctricos), bajo acuerdos de compra de energía a 15 años. El programa PROINFA ha llamado la atención de fondos internacionales de capital propio. Por ejemplo, un fondo privado de US$91 millones de capital/garantía para desarrollar proyectos hidroeléctricos de pequeña escala comenzó a operar en el segundo trimestre de 2006. Registrado ante la Comisión de Valores Mobiliarios de Brasil, y con el apoyo de una fundación de los Estados Unidos (Fundación Fiorello La Guardia), el 80 por ciento del capital se suscribe por medio de los fondos de pensiones de Brasil. Se pretende conseguir US$18 millones adicionales de inversores provenientes de países de OCDE. El fondo pretende obtener una tasa interna de retorno (TIR) del 13-14 por ciento más inflación (alrededor del 4,5 por ciento en 2006), es decir 17-19 por ciento. El fondo tiene pensado apoyar 200 MW de nueva capacidad en generación hidroeléctrica de pequeña escala para 13 proyectos ubicados en los estados de Mato Grosso y Minas Gerais. Se ha comenzado la construcción de cinco plantas ubicadas en la región de Mato Grosso que tienen programado entrar en servicio a principios de 2008. La facilidad de financiamiento ha negociado US$275 millones de deuda con el Banco Nacional de Desarrollo de Brasil (BNDB), y se está negociando con el BNDB sustituir su requisito actual de garantías en activos reales con estructuras de garantía financiera. Para abril de 2007, el 55 por ciento de la meta de 3,300 MW (o sea 1,809 MW) se encontraba ya en operación o en construcción, y se había contratado un 18 por ciento adicional: 8 Proyectos hidroeléctricos de pequeña escala: 1.077 MW (90 por ciento de la meta) en operación o en construcción Eólico: 218,5 MW (15 por ciento de la meta) en operación o en construcción Biomasa: 514 MW (75 por ciento de la meta) en operación o en construcción El plazo de vigencia de PROINFA se extendió hasta diciembre de 2008, a fin de poder cumplir con las metas. Chile Uno de los objetivos de la Revisión del Gasto Público del Gobierno iniciada en 1994 fue la promoción del uso de energías renovables. En 2004, el Gobierno puso en marcha una serie de incentivos que afectan a los proyectos de energías renovables (Ley Corta No. 19-940 de 2004, de Regulación de Sistemas de Transmisión), estableciendo un Nuevo Régimen Tarifario para Sistemas Energéticos de Mediano Escala e Introducción de Adaptaciones a la Ley de Suministro Eléctrico, 9 en la cual se estipula: El derecho de vender energía en el mercado spot está garantizado para cualquier generador, independientemente de su tamaño. Las condiciones de tratamiento equitativas conllevan un tratamiento simplificado del negocio (estabilización del precio y acceso garantizado a las redes troncales si estuviese conectado). 8 “Energias Renováveis”, (Energías Renovables), Laura Porto, São Paolo, 24 de abril de 2007. 9 Su título exacto: “Regula Sistemas de Transporte de Energía Eléctrica, Establece un Nuevo Régimen de Tarifas para Sistemas Eléctricos Medianos e Introduce Las Adecuaciones que Indica a la Ley General de Servicios Eléctricos”. -7-
  • 8. El precio pagado al generador incluye no sólo un componente de costo energético marginal sino también el reconocimiento de la capacidad instalada o capacidad de respaldo disponible durante la demanda pico. Además, específicamente para los productores que emplean tecnologías de Energías Renovables No Convencionales (ERNC), incluyendo la energía hidroeléctrica con menos de 20 MW de capacidad instalada, la ley estipula: Derechos de acceso a la red energética a nivel de transmisión o distribución, legalmente garantizados para los productores de ERNC por debajo de 9 MW. Los productores de ERNC por debajo de 9 MW están exentos del pago del peaje de transmisión, en tanto que los productores de ERNC entre 9 MW y 20 MW, pagan los peajes de transmisión en forma proporcional. Estos subsidios efectivos son soportados por los generadores en proporción a sus capacidades de suministro. En 2005, el Ministerio de Economía, Fomento y Construcción introdujo la Ley No.20-018, de Modificación del Marco Regulador del Sector Eléctrico, 10 que incluyó disposiciones adicionales que favorecen a los productores de ERNC: El 5 por ciento de la demanda eléctrica total de los clientes regulados debe ser suministrada por los generadores de ERNC. Estipula que la Agencia de Desarrollo Económico (CORFO) ofrezca apoyo financiero y técnico a los inversores y empresarios interesados en desarrollar proyectos de ERNC (ver la siguiente viñeta). En el proceso de licitación, los precios son determinados por un mecanismo de pago basado en los costos (marginales) estables a largo plazo, y son indexados a los costos de los insumos de cada oferente. 11 El precio de la capacidad es fijo y corresponde al precio de nodo imperante en el momento de realizarse el llamado a licitación, en tanto que el precio máximo de energía está limitado al 20 por ciento por encima del precio de mercado libre promedio imperante. 12 La primera subasta con este mecanismo tuvo lugar en octubre de 2006, comprendiendo el suministro a cinco compañías distribuidoras de alrededor de 11,000 GWh por año, requiriendo aproximadamente 2.750 MW de capacidad instalada, durante el período 2010 a 2024. Las ofertas recibidas abarcaron el 90 por ciento de los suministros subastados, con un precio de energía medio de US$52,6 por MWh, significativamente inferior al límite de US$62,7 por MWh. 13 El precio de la capacidad se fijó en US$7,86 por kW por mes, aplicable a la capacidad efectiva (que por lo general asciende a alrededor del 65 por ciento de la capacidad instalada en el caso de proyectos hidroeléctricos de pequeña escala de pasada). 14 En la segunda subasta, realizada en octubre de 2007, se recibieron ofertas solamente de una de las tres compañías distribuidoras que presentaban ofertas; el precio de energía medio ofertado estuvo justo por debajo del precio máximo. Subsecuentemente, el Ministerio de Economía, Fomento y Construcción, emitió el Decreto Supremo Número 244, “Reglamentaciones para Generadores No Convencionales y Pequeños”, 15 10 “Modifica Marco Normativo del Sector Eléctrico” (2005a). 11 Comisión Nacional de Energía, (2006). 12 Benarion, P., (2006). 13 Rudnick, H., Moreno, R. y Barroso, L., (2007). 14 Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) y EndesaEco, (2007). 15 Ministerio de Economía, Fomento y Construcción, (2005b). -8-
  • 9. que provee varios manuales administrativos y técnicos para prestar apoyo a los generadores de ERNC. 16 Finalmente, en marzo de 2008, se promulgó una ley por la que se les exige a las compañías generadoras que forman parte del Sistema Interconectado Central (SIC) y del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), con una capacidad instalada total superior a 200 MW, que generen por lo menos el 5 por ciento de la producción de electricidad anual utilizando fuentes de ERNC para el año 2010. Este porcentaje se incrementará al 8 por ciento para 2024. Las compañías que no cumplan con esta obligación, pagarán multas desde US$4.300 hasta US$6.400 por MWh. Se espera la aprobación presidencial de la ley en 2008. La Situación en Perú En mayo de 2008, el Gobierno emitió un decreto legislativo para promover la inversión en la generación de electricidad con el uso de energías renovables (Decreto Legislativo de Promoción de la Inversión Para la Generación de Electricidad con el Uso de Energías Renovables). Las disposiciones clave de este decreto son las siguientes: Cada cinco años el MEM establecerá un límite objetivo para las energías renovables. Durante los primeros cinco años (es decir, hasta 2013), ese límite objetivo se fija en un 5 por ciento del consumo total nacional de electricidad (Artículo 2). La energía eólica, solar, geotérmica, de biomasa y mareomotriz, se consideran fuentes de energías renovables así como la hidroeléctrica cuya capacidad instalada no supere los 20 MW (proyectos hidroeléctricos de pequeña escala) (Artículo 3). Los proyectos hidroeléctricos de pequeña escala no se incluyen en el límite objetivo del 5 por ciento, por lo tanto este tipo de tecnología se beneficiará con los incentivos de esta nueva legislación, independientemente del porcentaje de su participación en el consumo total nacional de electricidad (Artículo 2). Las energías renovables tendrán prioridad en el despacho diario, lo que significa que el COES considerará su costo de producción variable como cero. Las plantas de energías renovables venderán su producción energética en el mercado spot (Artículo 5). Las plantas de energías renovables recibirán el precio marginal (spot) de la energía más una “prima” en caso que el precio spot sea inferior a la tarifa, tanto la prima como la tarifa serán establecidas por OSINERGMIN (Artículo 5). La prima y la tarifa se calcularán teniendo en cuenta el tipo de tecnología y otras características de las instalaciones, y “garantizarán” un tasa de retorno de la inversión no menor a la estipulada en el Artículo 79, Decreto Ley 25844 de concesiones eléctricas, que actualmente es del 12 por ciento. Las primas serán “subastadas” por OSINERGMIN (Artículo 7.1). El costo de transmisión para conectar la planta de energía renovable a la red interconectada, se considerará como parte del costo de inversión de la planta para el cálculo de la prima (Artículo 7.1). Los costos incrementales se recuperarán mediante un recargo a los usuarios (Artículo 7.2). 16 Los documentos incluyeron: (i) ‘Estándares Técnicos de Conexión y Operación’ de generadores de ERNC, (ii) ‘Manual de Evaluación del Impacto Ambiental de Proyectos de ERNC’, disponible en el sitio en internet de la Comisión Nacional de Energía (CNE)., (iii) Acuerdo de Cooperación entre CNE y la Comisión Nacional de Riego (CNR) para promover el desarrollo de proyectos de ERNC (hidroeléctricos) por parte de las entidades de irrigación, (iv) ‘Guía del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) para Proyectos de ERNC’. -9-
  • 10. El Decreto presenta tres cuestiones de enfoque fundamentales escogidos por el Gobierno. El primero de ellos concierne a la introducción de un límite a las energías renovables. El límite numérico no es en realidad una meta de energía renovable sino un límite a la cantidad de energía que debe ser asumida por el operador del sistema al precio con prima. Asimismo, de acuerdo con el MEM, los proyectos hidroeléctricos de pequeña escala califican para la tarifa preferencial pero no estarán sujetos al límite. Esto es inusual, la mayoría de los países incluyen a los proyectos hidroeléctricos de pequeña escala en la meta de energías renovables, y muchos países, incluyendo los de la UE, ahora incluyen a los grandes proyectos hidroeléctricos en sus metas de energías renovables específicas del país. Más importante aún, debido a que el decreto no estipula multas para ninguna entidad en el caso de incumplimiento (a diferencia de Chile, por ejemplo), el decreto es mucho más débil que en otros países que han establecido metas específicas. El segundo se relaciona con el principio general de promulgar subsidios. El enfoque económicamente racional argumenta que la tarifa de generación se fije en base a los costos económicos evitados – lo que significa que el gas natural (principal fuente térmica de generación de electricidad en el país) sea valorado a su costo de oportunidad en lugar de su actual precio subsidiado. La eliminación de los subsidios al precio del gas por lo tanto habilitaría no sólo a todos los proyectos hidroeléctricos, sean de pequeña o gran escala, sino que también eliminaría los incentivos perversos de la generación de gas de ciclo abierto (en lugar del ciclo combinado que es más eficiente). En el caso de Perú, a menos que el límite fijado para el precio preferencial esté próximo al costo económico evitado, existe el riesgo de que el Decreto de Energías Renovables sencillamente agrave las distorsiones de un subsidio (al gas) con otro (a las energías renovables). Indudablemente, si los subsidios al precio del gas fuesen eliminados, no habría necesidad de una tarifa preferencial para las energías renovables (o para los proyectos hidroeléctricos de pequeña escala en particular), excepto para reflejar el valor de los costos de daños ambientales evitados resultantes de la generación termoeléctrica. El tercer problema es escoger la tecnología. El momento en que se introduce la clasificación de tecnologías por bandas (es decir, diferentes precios para diferentes tecnologías de energías renovables), no debe haber pretexto sobre si el sistema es eficiente económicamente. Por ejemplo, no hay justificación económica para pagar más por energía eólica que por energía hidroeléctrica, a menos que se crea que los costos sociales de los proyectos hidroeléctricos de pequeña escala exceden los costos sociales de la energía eólica. No hay estudios que muestren diferencias importantes en los costos sociales en el desarrollo de ambos tipos de tecnología. 17 No obstante, el Decreto representa un importante paso hacia adelante. Si las reglas de implementación proveen cierto grado de certeza en la tarifa preferencial, entonces se puede esperar que muchos proyectos hidroeléctricos de pequeña escala actualmente detenidos por falta de una tarifa adecuada y las dificultades financieras asociadas, avancen en su implementación. Evidentemente también, este decreto es más débil que la correspondiente reglamentación chilena, 17 Las únicas circunstancias bajo las cuales se podría argumentar a favor de una consideración especial para la energía eólica es en países donde hay potencial de fabricación de turbinas a nivel nacional y en gran escala. Por ejemplo, en China (y Brasil) se argumenta a favor de la energía eólica pues sólo el desarrollo de un gran mercado nacional inducirá el desarrollo de una capacidad de fabricación nacional (lo que ha sido cierto en China) que sea la perspectiva de reducciones de costos a largo plazo que puedan superar los costos del subsidio a corto plazo. Este argumento no tiene mérito en Perú (o en otros países pequeños donde no hay posibilidad de comprometerse con instalar energía eólica que afecte el precio de suministro futuro). - 10 -
  • 11. que impone una obligación de uso de energías renovables (en lugar de ser sólo una meta), estipulando multas para las compañías generadoras que no cumplan con su obligación. La Primera Subasta de Generación con Fuentes de Energía Renovables en Perú La convocatoria a la primera subasta para el suministro de electricidad con recursos energéticos renovables (RER) se realizó en agosto de 2009, obedeciendo a lo dispuesto en el Decreto Legislativo 1002, “Decreto Legislativo de Promoción de la inversión para la generación de electricidad con el uso de Energías Renovables” y en el Decreto Supremo Nº 050-2008-EM, “Reglamento de la Generación de Electricidad con Energías Renovables”. Las bases para la primera subasta fueron aprobadas mediante Resolución Vice-Ministerial Nº 078-2009- MEM/VME en octubre de 2009. El detalle sobre el estado del proceso, los requisitos necesarios y el cronograma actualizado se pueden encontrar en el siguiente sitio de Internet: http://www2.osinerg.gob.pe/EnergiasRenovables/EnergiasRenovables.html - 11 -

×