Temas normativos pendientes: El mercado de corto plazo y la generación y la generación distribuida

A partir del año 2010, las expectativas de crecimiento de la demanda y la falta de una adecuada señal de mercado que permita asegurar la oferta necesaria,  originaron que el Gobierno deba intervenir para evitar un previsible déficit de oferta. Ello se dio, por ejemplo, concursando la construcción de centrales hidroeléctricas o la ejecución de plantas de emergencia, a la espera de un crecimiento previsto de la demanda que, finalmente, no se dio y cuyos sobrecostos estamos asumiendo todos los peruanos.

Hoy, con el retraso en la entrada del Gasoducto Sur Peruano (GSP), el propio COES en su informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN 2019 – 2028 avizora un déficit de oferta eficiente para el año 2022 (se deberá usar plantas caras usando petróleo Residual o D2) y condición de racionamiento para determinadas horas del año 2028. El escenario es parecido al que nos llevó a los Costos Marginales más altos de nuestra historia, solo que actualmente tenemos algo más de tiempo, aunque no mucho.

Es urgente una profunda revisión del marco legal, creo que ya es hora de permitir una mayor participación de los Usuarios en el mercado y propiciar un mayor dinamismo en la concurrencia de generación eficiente, principalmente de la Generación con Recursos Energéticos Renovables (Generación RER). Luego de la reforma más importante del marco normativo efectuada el año 2006, hoy doce años después ya es hora de analizar resultados e implementar mejoras.

En efecto, el año 2006 con la Ley N° 28832, «Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica», se dio la más importante modificación normativa desde la promulgación de la Ley de Concesiones en 1992. La Ley N° 28832 recogía varios de los cambios propuestos por el llamado «Libro Blanco» a cargo de una comisión MEM-OSINERG cuyo informe se emitió en agosto de 2005.

El Libro Blanco, principalmente, sirvió como fundamento para mejoras importantes posteriormente incluidas en la Ley 28832 (publicada el 23.07.2006):

• Licitaciones de largo plazo para el mercado regulado y la determinación de precios de generación.
• Marco Legal del Sistema de Transmisión (El Plan de Transmisión), implementado a partir del Decreto Supremo N° 027-2007-EM del 05.2007, que aprueba el reglamento de transmisión y modifica el reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.
• La reestructuración del COES (supuestamente para hacerlo más «independiente»), implementado a partir del DS N° 027-2008-EM del 05.2008, el Reglamento del COES.
• El Mercado de Corto Plazo (MCP), incluido en el ahora llamado Mercado Mayorista de Electricidad (MME) con el DS N° 026-2016-EM publicado el 07.2016.

Si nos fijamos en los plazos desde la publicación de la Ley 28832, es notable el retraso en reglamentar el MCP (10 años después), evidenciando el poco interés en este tema, que se refleja además en el limitado alcance de la norma finalmente aprobada cuyo detalle revisaremos más adelante.

Cabe resaltar que el Libro Blanco recomendaba con especial énfasis la necesidad de implementar el MCP, por las razones que hoy son evidentes, dar una mayor participación a los Usuarios.

En efecto, la recomendación 2-2 del Libro Blanco incluía lo siguiente:

Recomendaciones 2-2

1. «Es esencial la creación de un mercado de corto plazo (spot) donde participen generadores, distribuidores, clientes libres y otros agentes interesados en un mercado donde liquidar rápidamente sus desbalances entre lo contratado y lo efectivamente consumido o generado. El mercado de corto plazo será un medio transparente para determinar el precio al cual se deben liquidar los desbalances de los participantes. Este mercado de corto plazo puede constituirse a partir del mecanismo actualmente utilizado por los generadores en el COES para efectuar sus transferencias de energía a costo marginal de corto plazo».

……………………………………………………….

1. «Los compradores de energía en el mercado deberán poder suscribir, con sus proveedores, contratos tanto de potencia como de energía, esta última de manera explícita ya sea en bloques o asociada a una máxima demanda contratada con el generador. La contratación de energía por bloques permitirá a la demanda aprovechar la compra y venta de energía en el mercado de corto plazo en respuesta a las señales de precios spot».

Es decir, ya en el 2005, se vislumbraba la necesidad de propiciar la participación de los Usuarios en el mercado, con un operador transparente y facilitando las transacciones de compra venta por bloques de energía. Aunque el Libro Blanco no lo dice, en mi opinión, propiciar la participación de los usuarios de manera activa en el mercado debe incluir también la posibilidad de convertirse en un ente capaz de generar su propia energía e inyectar sus excedentes a la red, que ahora conocemos como Generación Distribuida.

Creo que ya es hora de revisar integralmente estos temas, a manera de un nuevo Libro Blanco, donde se trate sobre las necesarias adecuaciones que permitan la participación de la generación RER en condiciones de competencia así como el empoderamiento de los Usuarios en el MCP o la Generación Distribuida, entre otros, con el objetivo de contar con un sistema eléctrico eficiente, suficiente y al mínimo costo. 

1. El mercado de corto plazo 

I.1        Como ha evolucionado la normativa del MCP

La Ley Nº 28832, «Ley para asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica” (publicada el 23.07.2006), en su Art. 1° Definiciones, define el Mercado de Corto Plazo y sus transacciones como:

16. Mercado de Corto Plazo.- «Mercado en el cual se realizan las Transferencias de potencia y energía, determinadas por el COES».

……………………………………….

34. Transferencia.- «Diferencia entre la cantidad inyectada por un Agente y la cantidad retirada por éste, según corresponda. La Transferencia puede ser de potencia y/o de energía».

Además, esta Ley en su Art. 11° El Mercado de Corto Plazo, establece lo siguiente:

«Pueden participar en el Mercado de Corto Plazo los Generadores, los Distribuidores para atender a sus Usuarios Libres y los Grandes Usuarios Libres … ».

El Reglamento correspondiente se debía expedir dentro de los 180 días calendarios siguientes.

El Decreto Supremo (DS) Nº 027-2011-EM, publicado el 11.06.2011, aprobó el Reglamento del Mercado de Corto Plazo (MCP), dando un plazo de doce (12) meses, para que el COES presente al OSINERGMIN los procedimientos necesarios para su funcionamiento.

El DS Nº 032-2012-EM, publicado el 30.08.2012, dispuso la suspensión de la aprobación de los referidos procedimientos, «hasta que se culmine con el proceso de revisión y modificación» del Reglamento del MCP.

El DS N° 026-2016-EM publicado el 28.07.2016 (diez años después de la Ley de creación), derogó el DS Nº 027-2011-EM y aprobó el Reglamento del Mercado Mayorista de Electricidad (MME), definiendo el MME como aquel «constituido por el MCP y los mecanismos de asignación de Servicios Complementarios y otros pagos colaterales necesarios para la correcta operatividad del SEIN». Dando un plazo de seis (6) meses al COES para presentar a OSINERGMIN los Procedimientos Técnicos necesarios.

El Decreto Supremo N° 033-2017-EM, publicado el 30.09.2017, dispuso posponer la entrada en vigencia del Reglamento del MME, para el 1 de enero de 2018, bajo el considerando que, para la determinación de los Costos Marginales de Corto Plazo se debe efectuar pruebas del aplicativo desarrollado por el COES, evaluar resultados y permitir la retroalimentación por parte de los agentes.

I.2        El MCP hoy

Hoy está vigente el MCP dentro del MME, con las características que se resume en el gráfico siguiente:

Quizás la gran limitación de la normativa del MCP actual es que solo participan los Distribuidores y los Grandes Usuarios, para atender su demanda hasta por un 10% de su máxima demanda registrada en los últimos 12 meses:

Aunque el tiempo de vigencia es corto, no esperamos un efecto significativo de esta norma en propiciar la participación de los usuarios, tal como está diseñada.

2. La generación distribuida 

El DL 1221-2015 publicado el 23.09.2015, DECRETO LEGISLATIVO QUE MEJORA LA REGULACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN DE ELECTRICIDAD PARA PROMOVER EL ACCESO A LA ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL PERÚ, establece en su Art. 2° lo siguiente:

«Artículo 2.- Generación Distribuida.

2.1 Los usuarios del servicio público de electricidad que disponen de equipamiento de generación eléctrica renovable no convencional o de cogeneración, hasta la potencia máxima establecida para cada tecnología, tienen derecho a disponer de ellos para su propio consumo o pueden inyectar sus excedentes al sistema de distribución, sujeto a que no afecte la seguridad operacional del sistema de distribución al cual está conectado.

2.2 La potencia máxima señalada en el numeral anterior, las condiciones técnicas, comerciales, de seguridad, regulatorias y la definición de las tecnologías renovables no convencionales que permitan la generación distribuida, entre otros aspectos necesarios, son establecidos en el reglamento específico sobre generación distribuida que aprueba el Ministerio de Energía y Minas».

El MINEM debía emitir el reglamento correspondiente en un plazo de ciento veinte días calendario a partir de la vigencia de este DL.

A la fecha (vamos por el tercer año) aparte del ofrecimiento del actual Vice Ministro de Energía de ver el tema como parte de su agenda pendiente, no se cuenta con ninguna propuesta al respecto.

Es interesante observar como en otros países no muy lejanos esta posibilidad de generación distribuida por parte de los Usuarios ya se ha implementado y con notables éxitos. Por nuestra condición de empresa consultora internacional independiente, con oficinas en Europa, USA, Centroamérica y Sudamérica, somos testigos de que estas modificaciones son beneficiosas para los usuarios en general y podemos contribuir con nuestra experiencia al respecto.

Citamos como ejemplo la normativa de la República Dominicana, cuyo programa de medición neta permite a los usuarios vender el excedente de su autoproducción, conforme a lo establecido en su propia Ley RER.

En el gráfico siguiente se muestra la evolución del número de clientes que se acogieron a este esquema y la capacidad instalada por ellos conectada a la red de distribución (ya van 50 MW y 2 126 usuarios), proyectándose que para este año y los siguientes el efecto será mucho mayor.