Por: Alvaro Klauer D’Acunha: Abogado por la Universidad Peruana de Ciencias Aplicadas (UPC). Máster en Derecho de la Energía y Política Energética por el Centre for Energy, Petroleum and Mineral Law and Policy – University of Dundee. Asociado del Área Regulatoria del Estudio Rodrigo, Elias & Medrano.

Este 2 de mayo se cumplirán 10 años desde la promulgación del Decreto Legislativo 1002 (“Decreto Legislativo de promoción de la inversión para la generación de electricidad con el uso de energías renovables” – “DL 1002”), norma que estableció un régimen de promoción para el aprovechamiento de los Recursos Energéticos Renovables (“RER”).

En ese sentido, tras una década de su entrada en vigencia, es oportuno realizar un breve balance sobre los resultados obtenidos por esta norma y las perspectivas de desarrollo de los RER.

El régimen RER

La Política Energética Nacional (“PEN”) para el período 2010-2040, aprobada mediante Decreto Supremo No. 064-2010-EM, establece entre sus lineamientos que el Perú debe contar con una matriz energética diversificada, con énfasis en las fuentes renovables y la eficiencia energética. Como parte de la PEN, mediante el DL 1002 se busca coadyuvar en la disminución de las emisiones de gases de efecto invernadero provenientes de las actividades energéticas y enfrentar así el Cambio Climático. Esto se da en el marco del cumplimiento de sucesivos compromisos internacionales asumidos por el Perú, entre los que se encuentra el Acuerdo de París[1].

Por consiguiente, considerando que la regla general es que las actividades eléctricas de generación se desarrollan en un contexto de competencia[2], el régimen establecido en el DL 1002 buscó otorgar un régimen especial de incentivos que permitiese la introducción progresiva de los aún no suficientemente competitivos RER en la matriz energética nacional[3], dominada por las grandes centrales hidroeléctricas y las centrales térmicas a gas natural de Camisea.

Entre los beneficios establecidos para los RER, se encuentran la prioridad en el despacho efectuado por el Comité de Operación Económica del Sistema (“COES”), la prioridad para su conexión a los sistemas de transmisión o distribución, así como los beneficios tributarios de depreciación acelerada y la recuperación anticipada del Impuesto General a las Ventas.

Sin embargo, sin duda el beneficio más atractivo fue la implementación de “Subastas de Energías Renovables”, organizadas y conducidas por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (“OSINERMGIN”), pero cuya evaluación y definición, cada dos años, depende del MINEM. En virtud de dichas subastas, se celebran Contratos de Suministro (“PPA”) con RER por un plazo de 20 años, los cuales sustentan la “bancabilidad” de los proyectos RER[4]. Así, dichas subastas son adjudicadas a los postores que ofrezcan recibir la menor tarifa adjudicada por su producción (factor de competencia), hasta completar la cantidad que se tenía como objetivo de energía a licitar. Para dichos efectos, se establece la Energía Requerida por cada tecnología RER y el monto máximo de la Tarifa de Adjudicación, el cual corresponde a un precio monómico (energía + potencia) que será multiplicado por la Energía Adjudicada.

Fuente: OSINERGMIN

De esta manera, se suscriben PPA’s con una Tarifa Adjudicada garantizada por todo el plazo contractual, siempre y cuando el adjudicatario cumpla con suministrar la energía anual comprometida[5]. Para dichos efectos, el generador RER recibe pagos mensuales por sus inyecciones netas de energía valorizadas al Costo Marginal de Corto Plazo (“CMg”) del Mercado Mayorista de Electricidad. En caso el CMg fuese inferior a la Tarifa Adjudicada, la diferencia se cubre mediante el pago de una Prima fijada en base a un período anual comenzando en el mes de abril de cada año[6]

Fuente: OSINERGMIN

Por otro lado, el DL 1002 sirvió también para implementar subastas off-grid, de acuerdo al Plan de Acceso Universal a la Energía, con la finalidad de llevar electricidad a zonas rurales y aisladas del país. Para dichos efectos, los proyectos a implementarse son remunerados mediante una ínfima tarifa pagada por el usuario final y subsidios cruzados, tales como los provenientes del  Fondo de Compensación Social Eléctrica (“FOSE”) y el Fondo de Inclusión Social Energético (“FISE”).

Los resultados

Transcurridos diez años desde la promulgación del DL 1002, se han ejecutado cuatro subastas RER. En consecuencia, se ha adjudicado PPA’s RER para un total de 64 proyectos equivalentes a 1274 MW, generando una inversión estimada de US$ 1957 millones, según se muestra a continuación en el siguiente cuadro:

Fuente: OSINERGMIN

Como puede apreciarse, las subastas implementadas hasta la fecha han tenido un impacto importante en el mercado eléctrico peruano, impulsando las economías locales y coadyuvando a la consecución de las metas establecidas en la PEN. Asimismo, se ha logrado una marcada reducción en los precios promedio de las diversas tecnologías en cada subasta, tal como se aprecia en el siguiente cuadro:

Fuente: OSINERGMIN

Debe resaltarse que dicha disminución de precios se explica en la creciente experiencia de los fabricantes de infraestructura RER a nivel mundial, particularmente de empresas provenientes de Alemania o España[7]. Así, el año pasado, en la subasta de energía realizada en Chile se lograron precios desde 21,48 US$/MWh, teniendo como promedio 32,5 US$/MWh[8]. Este hecho demuestra que las RER son cada vez más competitivas y, en consecuencia, las políticas de promoción podrían ser cada vez menos necesarias.

Sin embargo, también es necesario mencionar algunos aspectos que podrían ser mejorados. Al respecto, al no existir una adecuada gestión de cuencas hidrográficas, muchos proyectos hidroeléctricos fueron presentados ante la autoridad como proyectos independientes para estar dentro del límite de los 20 MW y resultar así beneficiarios del régimen RER, lo cual generó problemas en el aprovechamiento eficiente del recurso hídrico. Asimismo, algunas voces señalan que el régimen RER, al no ser consistente con el principio de eficiencia que informa el mercado eléctrico, resultó perjudicial para los usuarios finales, lo cual se vio reflejado en el incremento de la tarifa final. Esto último adquiere especial relevancia en un contexto en el cual el CMg no supera los 10 US$/MWh, lo cual genera que el Cargo Prima RER sea especialmente alto.

Por otro lado, a la fecha se ha realizado en el Perú una subasta off-grid, adjudicada en el 2014 para suministrar electricidad con sistemas fotovoltaicos a aproximadamente 15 mil localidades de zonas rurales, las cuales no cuentan con suministro eléctrico. Como consecuencia, para finales del presente año, se tendrían que haber instalado 450 mil sistemas fotovoltaicos, con una remuneración anual de US$ 28,5 millones[9]. Sobre este asunto, recientemente, el actual ministro de Energía y Minas ha declarado que se impulsará la electrificación rural[10], motivo por el cual tal vez una nueva subasta off-grid podría servir para cumplir con dicho objetivo

Perspectivas de desarrollo

El desarrollo de las RER a nivel mundial es una tendencia con resultados tangibles al día de hoy. De acuerdo a la International Renewable Energy Agency[11], desde el 2012 la mayor parte de toda la nueva capacidad instalada a nivel mundial corresponde a RER. Así, en el 2016, el 60%[12] de toda la nueva capacidad instalada durante dicho año corresponde exclusivamente a RER.

En ese sentido, si bien desde su introducción las RER han necesitado mecanismos de promoción e incentivos como los feed-in tariffs, mecanismos de subastas u otros, la creciente tendencia a nivel mundial ha generado una marcada reducción de costos de producción, permitiendo que las RER entren progresivamente a competir bajo mecanismos propios de mercado.

Perú no ha sido ajeno a dicha tendencia, y como se ha mostrado anteriormente, los precios se han reducido progresivamente subasta a subasta, logrando niveles muy competitivos en la última subasta RER. Asimismo, si bien no se ha logrado el porcentaje objetivo del 5% establecido en el DL 1002, la participación de los RER en la matriz energética supera actualmente el 3,5%.

Fuente: OSINERGMIN (Año 2016)[13]

Sin embargo, dicha evolución debe entenderse en el contexto específico de cada país: cada realidad es diferente. Perú es uno de los pocos países que, tras un programa inicial de liberalización y la posterior introducción de reformas de “segunda generación”, logró una sobre oferta de capacidad de generación holgada. Para lograr ello, desde finales de la década pasada se implementaron mecanismos agresivos de competencia por el mercado y ya no en el mercado, previendo un fuerte incremento de la demanda que, en el marco del modelo regulatorio vigente en ese entonces, (supuestamente) no se iba a poder satisfacer.

En ese contexto, debido a diversos factores – entre los que se encuentran la cancelación o retraso de importantes proyectos mineros – la disminución del crecimiento de la demanda ha generado una situación de sobre oferta de capacidad superior al 60%. Esta circunstancia ha provocado un conjunto de graves problemas y serias distorsiones en el sector eléctrico, los cuales tienen su origen no solo en la disminución del crecimiento de la demanda, sino en la alteración de los principios que informan el modelo regulatorio vigente.

Al respecto, de acuerdo a Cambridge Economic Policy Associates, como consecuencia de la intensa intervención del mercado eléctrico antes resaltada, el universo de normas que regulan las actividades eléctricas en el Perú tiene una muy alta e innecesaria complejidad y presenta altos grados de contradicción e incoherencia, reducidos espacios de interacción entre los agentes y baja predictibilidad para éstos[14].

En consecuencia, la falta de coherencia en la implementación de la política energética ha tenido como resultado un sector fuertemente intervenido, con problemas que requieren atención urgente y, sobre todo, firme voluntad política para encontrar soluciones con perspectivas a largo plazo.

Por tanto, si bien la introducción de las RER ha sido exitosa, a diez años de la promulgación del DL 1002, es momento de que el MINEM evalúe cómo continuar la saludable tendencia de las RER en el Perú, pero ponderando los efectos de nuevas subastas en el contexto del mercado actual. Existen voces, como las del actual Presidente del COES, que señalan que, en la medida que los consumidores finales hemos pagado más de US $428 millones para subsidiar a las RER (con el llamado Cargo Prima RER), tal vez las RER entraron “antes de lo que se debía”[15]. Ello teniendo en consideración que las reducciones de precio más importantes se observaron en países cuya matriz energética tenía un fuerte componente  de petróleo o carbón, algo que no sucede en el Perú.

Por consiguiente, si bien los efectos positivos de las RER son innegables, quizás sea prudente no convocar una quinta subasta RER este año y esperar a que el Gobierno finalice el diagnóstico que la Comisión Consultiva[16] viene elaborando sobre el mercado eléctrico. Como consecuencia de dicho diagnóstico y dejando de lado la perniciosa costumbre de implementar soluciones ad-hoc para cada uno de los diversos problemas del sector, se podrían finalmente emitir las esperadas reformas de “tercera generación” al modelo regulatorio. Dicha reforma debe ser integral, y ésta debe definir qué lugar tendrán los RER.

En esa discusión, hay quienes consideran necesario eliminar el régimen de incentivos a los RER, y que dichos proyectos compitan en el mercado con cualquier tecnología previo reconocimiento de Potencia Firme, algo que, a la luz de la progresiva reducción de precios, podría resultar factible. Otras posturas propugnan mantener el régimen, pero introducir en las nuevas subastas bloques trimestrales, o limitar las áreas en las que podrían instalarse los proyectos. Esto último podría implementarse, a partir del 2022, a través de proyectos RER ubicados en la zona sur del país, que en términos netos “importa” energía desde las centrales de Chilca. De igual forma, los siguientes asuntos ocupan una posición relevante en la definición del futuro de las RER en el Perú, algunos de los cuales relacionados a los problemas identificados líneas atrás:

  • Necesidad de impulsar la gestión de cuencas hidrográficas y fortalecer la capacidad del MINEM para la aplicación del principio de aprovechamiento eficiente del recurso hídrico, evitando la “partición” de proyectos hidroeléctricos para ser beneficiarios del régimen RER.
  • Siguiendo la experiencia de Colombia, impulsar finalmente la promulgación del Reglamento de Generación Distribuida.
  • Reconocimiento de Potencia Firme a las RER no hidráulicas, lo cual les permitiría tener más alternativas de crecimiento.

En ese sentido, como un ex Vice-Ministro de Energía ha señalado, el principal desafío del sector eléctrico es encontrar un acuerdo entre la inversión y las políticas energéticas, de tal manera que no se pretenda guiar el desarrollo de la infraestructura de los sistemas de generación solo mediante decisiones centralizadas, sino a través de la libre iniciativa privada[17].

Sin perjuicio a lo antes mencionado, es necesario reconocer la importancia de los RER como herramienta de desarrollo sostenible, por lo que resulta imperativo que el MINEM defina cómo adecuar la PEN a las circunstancias descritas precedentemente y de qué forma se buscará impulsar el crecimiento de los RER.

Una década después de la promulgación del DL 1002, el exitoso desarrollo de los RER requiere de ajustes consistentes con la situación actual del mercado energético, los cuales deberían estar acorde con las reformas de “tercera generación” y con perspectivas a largo plazo. Una vez más, el Gobierno tiene la palabra.


[1] Ver Decreto Supremo 058-2016-RE.

[2] Ley de Concesiones Eléctricas, aprobada mediante Decreto Ley 25844, y sus reglamentos.

[3] El DL 1002 define a los RER como biomasa, eólico, solar, geotérmico, mareomotriz e hidráulico hasta 20 megavatios (MW), fuentes de generación no convencionales de energía primaria.

[4] Dichos PPA’s sirven para suministrar al sistema eléctrico, no a un cliente en particular.

[5] En caso se incumpla con suministrar la energía anual garantizada, la Tarifa se somete a un factor de reajuste.

[6] Ello se establece así para coincidir con el año tarifario considerado para la fijación de peajes de transmisión. Asimismo, el saldo por Prima está sujeto a una tasa de actualización del 12%; de esta forma, OSINERGMIN determina la liquidación anual calculando, para cada mes, el saldo mensual a compensar.

[7] Dichos países han logrado consolidar una industria de fabricantes líderes a nivel mundial, entre otros motivos, debido a las ambiciosas políticas de promoción a las RER que instauraron desde mediados de la década de 1990.

[8] Comisión Nacional de Energía de Chile. Ver: https://www.cne.cl/prensa/prensa-2017/11-noviembre-2017/valor-de-la-energia-mas-bajo-en-la-historia-de-las-licitaciones-en-chile/

[9] OSINERGMIN: “La industria de la Energía Renovable en el Perú”, página 111. Lima, 2017.

[10] Declaraciones del Ministro de Energía y Minas durante ceremonia de transferencia de cargo. Ver: http://www.minem.gob.pe/_detallenoticia.php?idSector=10&idTitular=8350

[11] IRENA: “Global Landscape of Renewable Energy Finance”, página 11. Abu Dhabi, 2018.

[12] Esta referencia incluye también a las grandes centrales hidroeléctricas. En el Perú, se consideran RER las hidroeléctricas únicamente hasta los 20 MW.

[13] Este gráfico no considera las adiciones de las últimas centrales RER (con las cuales se llega al 3,5% antes señalado). Como por ejemplo, la recientemente inaugurada Central Solar Fotovoltaica Rubi (144 MW), la más grande del país, no ha sido considerada en dicho gráfico.

[14] “Revisión del Marco Regulatorio del Sector Eléctrico Peruano PROSEMER OSINERGMIN“, página 191. Lima, 2016.

[15]  Declaraciones de César Butrón en el “Día de la Energía”, Octubre 2017. Visto en “Diario Gestión”: https://gestion.pe/economia/coes-usuarios-electricos-han-pagado-us-428-millones-subsidios-promover-energias-renovables-220021

[16] Hace cuatro años ésta fue constituida con la finalidad de evaluar los diversos problemas del sector energía y emitir opinión al respecto.

[17] Quintanilla, Edwin: “Perú: Soluciones para un mercado eléctrico de alto crecimiento – Promoción de energías renovables…y competitivas”, página 12. Lima, 2016.

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