gobierno peruano apuesta por energía solar a pesar de su bajo factor de planta y alto impacto...

¿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




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



FpPotencia

adjudicada (MW)



Biomasa 419,000 0 - - - 55

Solar 8,000 0 - - - 211

Total 427,000 0 - - -

TecnologíaPotencia

Requerida (MW)

Potencia adjudicada

(MW) Fp




Hidroeléctrica 338 18 0.67 85,000 64 64

Buena Pro:Jul. 2010



RESULTADOS 2DA SUBASTA

TecnologíaEnergía



FpPotencia

adjudicada (MW)



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



FpPotencia

adjudicada (MW)



Hidroeléctrica 681,000 679,930 0.82 102 53 No revelado

Buena Pro:Ago. 2011

1/RU: Residuos Urbanos2/RA: Residuos Agroindustriales



RESULTADOS 3RA SUBASTA

TecnologíaEnergía



FpPotencia

adjudicada (MW)



Biomasa RA1/ 320,000 0 - - - -

Total 320,000 0 - - -

TecnologíaEnergía



FpPotencia

adjudicada (MW)



Hidroeléctrica 1,300,000 1,277,880 0.77 211 57 No revelado

Buena Pro:Dic. 2013


1/RA: Residuos Agroindustriales


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



FpPotencia

adjudicada (MW)


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



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.


RESUMEN POR SUBASTAHidroeléctricas


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


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)


FpPotencia

adjudicada (MW)


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



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.


RESUMEN POR TECNOLOGÍA


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


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.


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


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/


Prima


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

38

4TA SUBASTA RER:ENERGÍA REQUERIDA

Fecha Referencial de Puesta en Operación Comercial: hasta el 31 de diciembre de 2018.


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



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


Energía Requerida

(MWh/año)

Potencia adjudicada (MW)


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.

gobierno peruano apuesta por energía solar a pesar de su bajo factor de planta y alto impacto...

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