El mercado eléctrico peruano enfrenta una serie de desafíos que afectan a los generadores de energía tanto convencionales como renovables. Aunque el sector energético en Perú ha experimentado un crecimiento considerable en las últimas décadas, todavía enfrenta obstáculos significativos para adaptarse a las cambiantes demandas de energía y a los requisitos de sostenibilidad. El marco regulatorio y las políticas energéticas juegan un papel crucial en la manera en que los generadores pueden operar y desarrollarse en el país.
Por ejemplo, la falta de incentivos para la adopción de energías limpias, junto con la demora en la aprobación de leyes clave, puede obstaculizar la inversión y el crecimiento del sector. De esta forma, los generadores de energía a menudo enfrentan regulaciones y procesos administrativos complejos que ralentizan el avance de sus proyectos. Sumado a esto, existen un gran número de costos que deben afrontar los generadores de energía.
Para llevar transparencia al sector, Freddy Díaz, especialista con más de 15 años de experiencia en mercados eléctricos y fundador de Energía Digital, consultora que brinda asesoría energética, revela la lista de los más significativos. De acuerdo al experto, si bien al momento de evaluar proyectos de generación eléctrica en el SEIN, además del CAPEX y OPEX propiamente, se tienen en cuenta algunos costos asociados por participar en el mercado, a veces los generadores no tienen claridad de cuáles son exactamente estos, ni cuál podría ser el impacto en el proyecto evaluado. En conversaciones con Energía Estratégica, Diaz señala: SEstos son los costos asociados a la compraventa de energía y deben ser afrontados por todos los generadores tanto renovables como convencionales. Los generadores de energía limpia quedan exceptuados de pagar solo el costo del Canon del agua y la Regulación Primaria de Frecuencia. SDesde Energía Digital hacemos estimaciones de los ingresos y egresos de las centrales de generación a 10 o 20 años.
Toda esa información sirve para que los generadores puedan hacer su evaluación económica, agrega. Por ello, a continuación, el experto presenta los 7 costos más relevantes a tener en consideración: S El Aporte por Regulación (APR) es un tributo destinado al sostenimiento institucional de los organismos reguladores.
Este aporte se aplica a empresas del sector eléctrico y minería, tiene como objetivo financiar funciones como la supervisión, regulación y fiscalización.
Actualmente es un valor ligeramente menor al 1.0% de las ventas de energía y potencia. S El aporte al Presupuesto del COES (Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional), determinado anualmente, se utiliza para cubrir los gastos operativos del COES.
Los integrantes del mercado (Generadores, Transmisores, Distribuidores y Usuarios Libres) contribuyen en proporción a sus ingresos del año anterior. S Los Costos Operativos Adicionales son las compensaciones pagadas a las centrales que, debido a inflexibilidades operativas o condiciones del despacho, no logran cubrir sus costos variables de operación con la valorización de su energía al costo marginal.
Esta compensación es pagada por todos los Generadores en proporción a sus retiros de energía.
Es decir, están relacionados directamente con los PPAs que tengan vigentes en el mes de valorización.
En el Q1 2024 representó un costo de 1.78 USD/MWh-retirado. S El Ingreso Tarifario, según los procedimientos del COES, está relacionado al saldo resultante y al saldo de rentas de congestión, por la diferencia que existe entre las entregas y retiros en el MME valorizados al costo marginal.
El costo total por este concepto es asignado a los Generadores en proporción a su ingreso por potencia.
En el Q1 2024 representó un costo de 424.0 USD/MW-mes-firme. Varía de forma proporcional al precio spot del mes. S El Canon de Agua es una compensación a favor del Estado relacionado con el uso y aprovechamiento de los recursos hídricos.
El monto pagado por los generadores hidroeléctricos es el producto de la energía activa generada en un determinado mes por el 1.0% de la tarifa en barra en hora fuera de punta.
Este costo es exclusivo para generadores hidroeléctricos. S La Regulación Primaria de Frecuencia es un servicio obligatorio en el SEIN y no sujeto a compensación, provisto por los generadores con capacidad mayor a 10 MW.
Por el momento, los renovables como solares y eólicos están exentos de esta obligación.
El costo de oportunidad de brindar el servicio viene a ser la energía dejada de inyectar (alrededor del 3% de la capacidad) valorizada al costo marginal. Según comparte el experto a Energía Estratégica, aunque de momento las renovables están exceptuadas de este costo, advierte que "hay propuestas de ley para que las tecnologías limpias también tengan la obligación de brindar este servicio". S La Regulación Secundaria de Frecuencia es un servicio brindado por los Generadores adjudicados, por el cual todos los Generadores pagan en proporción a sus entregas de energía. En el Q1 2024 representó un costo de 0.92 USD/MWh-entregado.