[PERÚ] Renovables y el disparo de los Costos Marginales en el Mercado Eléctrico

Las bajas lluvias en estos últimos meses (con alerta de La Niña) de la temporada de estiaje ha develado que nuestro mercado mayorista ya requiere el uso de casi todas las termoeléctricas a gas natural y en los últimos días incluso se ha convocado el despacho de centrales a carbón y Diesel (*). Hace años que no se tenía esta tendencia operativa, y da cuenta de las nuevas dinámicas que va tomando nuestro mercado eléctrico.

Estas coyunturas serán cada vez más recurrentes, los jugadores incumbentes lo conocen y estoy seguro que lo tenían mapeado con cierta anticipación.

No estamos frente a una sequía ni ante ninguna crisis de electricidad. Más que un problema, es una oportunidad. Se empieza a evidenciar un nuevo ciclo de escasez en el mercado que se pondrá mucho más evidente en los siguientes periodos de estiaje: ¿Se dejará que las fuerzas del mercado entren en acción y se agudice la competencia con más actores? ¿Cómo lo haremos?

(*) Sobre los costos variables de las termoeléctricas en el Perú, una referencia general para el lector de otros países: Los ciclos combinados de gas natural andan en 27 USD/MWh, los ciclos simples de gas natural están por 35 USD/MWh, la única central a carbón en 60 USD/MWh y los ciclos simples Diesel y/o motores entre 120 y 180 USD/MWh. El gas natural, que permite producir más de 30% de la electricidad, es local y no depende del precio internacional.

Aprovechando esta coyuntura, me permito realizar algunos comentarios:

Para no profundizar en los datos que publica el COES y que ya vienen siendo comentados; planteo una evaluación del impacto que tendría la integración de los proyectos renovables que actualmente se encuentran en construcción: CSF Clemesí (115 MWp) y CE Wayra Extensión (177 MW) de ENEL, CE San Juan (136 MW) de ACCIONA, CE Punta Lomitas (260 MW) y CE Punta Lomitas Plus (37 MW) de ENGIE.

Todos estos proyectos estarán ingresando en operación comercial hacia los años 2023 y 2024. A continuación observaremos su efecto (simulado mediante software de despacho como YUPANA, PLEXOS o NCP) sobre el mercado para los días 08 y 09 de noviembre.

A) ¿Cómo sería la operación con más renovables? ¿Y con menos?:

La participación de las renovables no convencionales para estos 02 días fue del 3.9% de la matriz eléctrica. Cuando simulamos la integración de todos los proyectos renovables antes indicados (en construcción) la participación sube a 8.6%.

En el siguiente gráfico se muestra la demanda del SEIN (en color negro) y los nuevos perfiles cuando se resta el aporte de las renovables no convencionales. La Demanda Neta 1 muestra el perfil cuando se resta a todas las actuales centrales solares y eólica en operación. La Demanda Neta 2 muestra el perfil si restamos, adicionalmente, el despacho de las centrales futuras CE Wayra Extensión y CSF Clemesí. La Demanda Neta 3 muestra el perfil si restamos, adicionalmente, el despacho de las centrales futuras CE Punta Lomitas+Plus y CE San Juan. Como se puede apreciar, la demanda neta tiene el perfil del sistema eléctrico típico de las décadas pasadas.

En poco más de 01 año vamos a tener días con más de 1000 MW de inyección de renovables al mediodía, entre eólicas y fotovoltaicas. ¿La seguridad esta en riesgo? No con estos niveles de penetración. En este contexto, esta demás discutir de necesidades de inercia o de problemas en la regulación de frecuencia. Nada que no podamos atender con las herramientas regulatorias y operativas disponibles.

La integración de renovables no convencionales son una buena noticia para el despacho de generación, por la diversificación del riesgo, la reducción de emisiones y por la reducción de los costos de operación. También es cierto que dicha demanda neta tiene mucho más incertidumbre operativa, asociado a la variabilidad del sol y el viento.

Sobre los costos de operación, tener en cuenta que para estos dos días el monto base es de 6.7 MMUSD. Luego de las simulaciones se observa que los ahorros en el costo de operación llegan a 900 mil USD para estos 02 días cuando se considera la operación de las centrales centrales CE Wayra Extensión y CSF Clemesí, y suben a 1.7 millones USD (24% de ahorros totales) cuando se considera adicionalmente a las centrales CE Punta Lomitas+Plus y CE San Juan.

Con los próximos picos de 1000 MW de inyección renovable tendremos grandes ahorros, sin mayores riesgos a la seguridad del SEIN. ¿Más presión a la regulación de frecuencia? Claro que sí, pero eso es parte del trabajo amigos.

Cabe precisar que si apuntamos a un crecimiento mayor de la participación renovable (como mandan las metas nacionales, de 20% al 2030, por ejemplo), tenemos que usar las herramientas de la planificación, la reforma normativa y la promoción de mercados.

Bonus: Cuando simulamos la salida de algunas centrales renovables existentes (CCSSFF Intipampa y Rubí, CCEE Wayra 1, Cupisnique y Tres Hermanas) tenemos incrementos del costo de operación por encima del 25%.

B) Las señales de precio:

Los costos marginales de estos 02 días llegaron a picos de 140 USD/MWh como se puede observar en la figura (Caso Base). El resto del tiempo, el despacho a base de carbón ha mantenido el Spot por encima de los 60 USD/MWh, y así seguiremos por varias semanas según nuestros pronósticos.

Siguiendo con el ejercicio de hacer simulaciones de mayor integración renovable, los costos marginales caen a niveles de carbón cuando se incluye la operación de las centrales centrales CSF Clemesí y CE Wayra Extensión (Caso 3), y caen a niveles de gas natural cuando se considera adicionalmente a las centrales CE Punta Lomitas+ Plus y CE San Juan (Caso 4).

Por otro lado, cuando se trata de simular la salida de las actuales centrales renovables (Caso 1 y Caso 2), el despacho de Diesel esta garantizado las 24 horas del día. El Caso 1 considera la salida de servicio de las centrales existentes CSF Intipampa, CE Tres Hermanas y CE Cupisnique. En el Caso 2 se agrega la salida de las centrales CE Wayra 1 y CSF Rubí de ENEL.

Como se puede observar, no ha sido necesario ningún evento extraordinario para que se genere este comportamiento volátil de los costos marginales. También hay que tener en cuenta el efecto de los desacoples de precios por congestiones de transmisión, que ya han estado ocurriendo en algunas zonas del SEIN.

Es responsabilidad de los actores del mercado gestionar correctamente sus riesgos, compartirlos con los clientes de manera equilibrada y no reducir el negocio a ganar PPAs a punta de agresividad en el precio ya que eso no es sostenible. Recomiendo ver los comentarios de Juan Manuel Montoya Tovar sobre el caso de Maria Elena Solar SA y Cabo Leones II SA en Chile, en el siguiente post: Enlace. Son lecciones que debemos aprender.

C) Flexibilidad y servicios complementarios:

Todos sabemos que la mayor integración de renovables exige flexibilidad, servicios complementarios, inercia, etc. Como se ha observado en A), la reducción del costo de operación es relevante y eso trae beneficios para la demanda por la reducción de los precios del mercado. Los ahorros observados (hasta 1.7 MM USD para los 02 días) por su puesto que son suficientes para pagar por más flexibilidad y servicios complementarios a los agentes. Y solo estamos hablando de un ligero incremento (pasamos de 3.9% a 8.6%) de renovables en el market share.

• ¿Quién la debería pagar? Pues la demanda. ¿De qué manera? Directamente recaudado por los generadores, nada de esquemas regulados incluidos en los peajes de transmisión.
• ¿Cómo se implementaría en tiempo real? El coordinador debería tener la atribución de incrementar los requerimientos de flexibilidad y servicios complementarios, con sustento técnico (qué duda cabe).

Los usuarios de electricidad, beneficiados por los menores costos de electricidad gracias a la competencia y las renovables, deberán asumir los costos de los mayores requerimientos de estabilidad y seguridad del sistema eléctrico. Haciendo las cuentas, todo cuadra; pero es tarea de las autoridades y los actores del mercado hacer que esa lógica económica funcione y no se pierda en el camino por distorsiones. Hay que castigar duramente la inflexibilidad y el poder de mercado.

E) Las emisiones de CO2 equivalente:

Como se ha podido apreciar, la inclusión de los proyectos renovables en construcción desplaza todo el despacho con Diesel cuando se integra a las centrales CSF Clemesí y CE Wayra Extensión. Esto provoca una reducción de las emisiones del SEIN en casi 5 mil Toneladas de CO2 equivalente. Cuando se considera adicionalmente a las centrales CE Punta Lomitas (+ Plus) y CE San Juan, no solo se apaga todo el Diesel, también queda fuera el 100% del despacho con carbón y una parte del gas natural, reduciendo las emisiones en 11 mil Toneldas de CO2 equivalente.

Estamos hablando del efecto durante solo 02 días. Estas 11 mil Ton CO2 dejadas de emitir equivalen a las emisiones durante todo 01 año de 27 mil personas o más 41 mil autos. También equivale a las emisiones absorbidas durante 01 año por más de 330 mil árboles.

Todos los operadores de sistemas interconectados están incluyendo el parámetro del nivel de emisiones que provocan los despachos ordenados y en diferentes horizontes de tiempo. Necesitamos un SEIN más limpio de emisiones, no por el SEIN en sí mismo, si no como un eslabón crucial para la electrificación de las industrias, la movilidad y los nuevos combustibles como el hidrógeno. La electricidad tiene que ser verde y estabilizada con ayuda de las tecnologías disponibles y competitivas.

Quizá ya es tiempo de empezar a discutir abiertamente la aplicación de un impuesto a las emisiones en el despacho de generación. Un impuesto que realmente se incluya en los costos variables de las centrales térmicas y que se use en el cálculo de los costos marginales. No a medias como en el caso chileno, donde al parecer se viene la inclusión efectiva del impuesto en el cálculo de los costos marginales.

Si valorizamos las 11 mil Ton CO2 anteriores a 30 USD/Ton CO2 como ya se propone en Chile estamos hablando de más de 300 mil USD de valor en solo 02 días. Esto puede servir para financiar medidas de mitigación contra el cambio climático y, nuevamente, para pagarle bien a aquellos jugadores eléctricos que ofrezcan flexibilidad y servicios complementarios.

A manera de cierre:

Desarrollemos nuestros mercados de flexibilidad, de servicios complementarios, de certificados de energía renovable, de bonos de carbono. Profundicemos la competencia, diversifiquemos la matriz energética y diluyamos los riesgos de abastecimiento.

La transición energética no solo es un imperativo de la humanidad, también es una buena oportunidad para los negocios.


Mantener el statu quo no es una opción. Esa es la inercia que no queremos.        

Un agradecimiento especial al capo de Augusto Alarcón Gutierrez , de mi equipo en Celepsa , por el soporte con las simulaciones de despacho.