Inversión e Infraestructura

Profesor de ESAN Graduate School of Business Sergio Bravo Orellana

Análisis de Beneficio/Costo de la Promoción de Inversiones en Energías Renovables (Parte I)

#Energías Renovables #Centrales Hidroeléctricas #Pequeñas Hidroeléctricas #Energías  #Precios de energía #Sistema Marginalista

Autor: Sergio Bravo Orellana

Co-autor:  Ing. Américo Cerida Apolaya

Colaborador académico: Willynthom Vargas y Yajaira Tácunan

En la promoción de inversiones de energías renovables existen observaciones respecto al costo que implica para los usuarios contar con electricidad proveniente de fuentes de energía limpia y la confiabilidad del sistema (continuidad, factor de planta y suministro a costo eficiente). Estos factores retrasan el desarrollo intensivo de las inversiones en energías renovables[1]. No obstante, esta situación se deriva de la ausencia de un adecuado análisis de los beneficios y costos de las centrales eléctricas de energía verde. Ya que estos se encuentran inmersos en un sistema en donde los precios de la electricidad se establecen sobre un esquema de costos marginales.

Con el objetivo de exponer cómo se debe evaluar la conveniencia de la incorporación de centrales de energía renovable se analizarán tres tipos de tecnología de generación: las pequeñas o medianas centrales hidroeléctricas, las solares fotovoltaicas[2] y las eólicas. Así mismo, se evaluará la promoción de sistemas de almacenamiento de energía. No obstante, esta Parte I se concentrará en el análisis de las centrales hidroeléctricas, ya que tienen ventajas sobre las demás, pues factores como “planta” (espacio de generación) y la “continuidad del servicio” son predecibles una vez construidas. Además, estas proveen energía dentro de un equilibrio eficiente del conjunto de la generación. Cabe precisar que las otras centrales -solares y eólicas- podrían mejorar en cuanto a los factores previamente señalados, sin embargo, es persistente la ventaja por parte de las hidroeléctricas.

En el escenario actual, la participación de centrales de energía renovable (RER) es poco significativa -a excepción de las Pequeñas Centrales Hidroeléctricas-, pues al 2021, se tiene 365.92 MW de pequeñas centrales hidroeléctricas, 143,46 MW de energía de centrales solares y  215.19 MW de centrales eólicas. Si bien la participación de las centrales hidráulicas es importante, existe todavía un espacio para la promoción de las centrales de energía verde.

Participación de la energía eléctrica en el Perú

Diapositiva1Fuente: Osinerming (Elaboración propia)

El análisis Beneficio/Costo de las Inversiones en Hidroeléctricas de energías renovables

Una inversión en una determinada central eléctrica, tiene dos efectos económicos importantes que determinarán el beneficio/costo para el sistema eléctrico:

-        Por un lado, se tienen los costos de la central, los cuales se componen del costo de la inversión en la central y el costo de la operación y mantenimiento -que a incluye el gasto administrativo-. Ambos, deben ser recuperados a partir de la venta de la potencia y energía en el mercado de contratos de compra y venta[3] y en el mercado spot o mercado COES, donde se realizan las transferencias de potencia y energía.

-        Por otro lado, la incorporación de una central tiene efectos relevantes en la determinación de los precios marginales del sistema eléctrico con el que retribuyen a las generadoras. Por ejemplo, si una central hidroeléctrica tiene un costo marginal próximo a cero, es posible que esta se incorpore al sistema de distribución lo que provocará que el precio de la energía se reduzca durante el periodo en el que esté operando. En consecuencia, este efecto sobre el precio tiene influencia sobre todo el parque de generación, ya que el efecto de reducción del costo se distribuirá sobre el conjunto de la energía. En el caso de las centrales hidroeléctricas pequeñas y medianas, el efecto es significativo porque se tiene un número importante de este tipo de centrales. Por ejemplo, a diciembre del 2020 las centrales hidroeléctricas de 20 MW de potencia instalada o de menor potencia, fueron alrededor de 33, sumando una potencia de más de 400 MW en el SEIN.

Diapositiva2

En ese sentido, para establecer un programa de promoción de inversiones en pequeñas centrales hidroeléctricas es necesario considerar que, para concretar el financiamiento de la inversión, aún si la inversión sea rentable, se debe asegurar la venta de al menos un porcentaje de la potencia y energía de esta central. La razón es que se pueda tener flujos económicos estables -seguros y uniformes- que permitan pagar un determinado nivel de endeudamiento. En consecuencia, un Estado promotor debe ser un articulador de contratos de compra y venta de energía, de modo que estos se conviertan en las herramientas financieras para lograr el nivel de endeudamiento que permita impulsar centrales hidroeléctricas menores a 20 MW.

En este proceso, es probable que algunas inversiones no sean rentables con respecto a los precios vigentes durante el lanzamiento del programa de promoción de las inversiones, pues es posible que los costos de la inversión en este tipo de centrales no sean competitivos frente a otras alternativas de inversión de tecnología no renovable. Sin embargo, el programa de inversiones podría asumir el costo adicional de los precios de la potencia y energía en el proceso de adjudicación. Sin una intervención adecuada del Estado, es probable que este sobre costo sea asumido por los usuarios, por lo que se debería pensar en la mejor manera de distribuirlo entre la demanda.

Lo anterior se justificaría económicamente, si el costo adicional que ha de pagar el usuario por las inversiones en centrales hidroeléctricas renovables es compensado o superado por el beneficio económico[4] de esa inversión. Si bien puede enumerarse varias ventajas sociales y ambientales de los proyectos de inversiones en energías renovables, este análisis se concentrará en el beneficio/costo económico que obtiene el usuario.

El principal beneficio que obtiene el usuario es que, como producto de un proyecto de inversión en la central hidroeléctrica, el costo de la energía se reducirá, lo cual se debería trasladar al precio de la energía que pague el usuario[5]

Diapositiva5Fuente: Elaboración propia

La medición de este efecto se debe realizar analizando el impacto económico en el costo de la energía con y sin proyecto, de la siguiente manera:

-          Primero se debería correr el modelo que determina los costos marginales del sistema eléctrico considerando un parque eléctrico con las tecnologías tradicionales. El sistema marginalista supondrá que, para una determinada cantidad de energía, el pago por la potencia de la central será la misma independientemente de la central. Cabe precisar que si bien podría variar el pago, este no es un valor significativo.

-          En ese sentido, el sistema de establecimiento de precios medirá la diferencia en el valor de pago entre la energía con proyecto y sin proyecto de inversión en un central de energía renovable. Es posible que el ingreso de una central hidroeléctrica reemplace la energía proveniente de una central térmica -a gas o una diesel-, dependiendo del momento de marginación de precios del sistema eléctrico.

-          Entonces, utilizando el modelo Perseo se determina la proyección de los costos marginales para una programación de operación e instalación de plantas de generación y evolución programada de la demanda. En este escenario se determinan los costos marginales promedio por periodo para un horizonte de evaluación de 30 años, tomando en consideración que la vida útil de la central seria al menos de ese periodo.

-          Luego se incorpora la central hidroeléctrica renovable al parque de centrales y se realiza el mismo análisis anterior, determinando los costos marginales promedio por periodo para el mismo horizonte de evaluación.

-          Es previsible que los costos marginales promedio sean menores para el escenario donde se cuenta con la central hidroeléctrica. No obstante, para conocer el impacto económico se debe actualizar la diferencia de los costos marginales promedio de cada periodo -entre los dos escenarios evaluados- y luego sumar estos valores actualizados. El resultado será el ahorro del costo de la energía que los usuarios podrán obtener por la instalación de la central hidroeléctrica renovable. Cabe indicar que las centrales hidroeléctricas tienen una vida útil mucho mayor que 30 años.

Si se busca medir el efecto en el mercado de contratos, se debe proyectar los costos de la energía promedio con las consideraciones que el modelo tarifario considere para los periodos de cálculo y la tasa de descuento. Por simplificación para este caso se considera un precio promedio de la energía en base a los costos marginales promedio antes presentados, a los cuales se le ha realizado una proyección lineal. No obstante, para los cálculos finales se deberá estimar la proyección de los precios de los contratos de energía. También se deberá considerar que existen dos mercados de contratos, el mercado de contratos regulado y el mercado de contratados con clientes libres.

Una vez realizado dichos cálculos se espera que los precios de los contratos de energía se vayan reduciendo por efecto del ingreso de las CCHH. Sin embargo, también es posible que el efecto de los contratos adjudicados con precios altos mejore después de algunos años. Esto dependerá de cada contrato.

Diapositiva6

Fuente: Elaboración propia

La metodología anteriormente descrita permite calcular el beneficio del usuario como resultado de la inversión en la central de energía renovable. Desde el análisis costo/beneficio se espera que  el costo será el sobreprecio que se debe asumir en los contratos de compra y venta de energía por este tipo de inversiones. Mientras que el beneficio neto será la reducción de los costos marginales, lo cual debería ser positivo debido a que el impacto generalizado de la instalación de una central de costo marginal cero -o cercano a cero- será beneficioso para todo el sistema. Esto ocurre por el efecto multiplicador que tiene un costo marginal sobre los precios de la electricidad, por varias razones. Por ejemplo, la ocurrencia de las pérdidas de energía en el sistema eléctrico y la distribución geográfica de la oferta, la demanda eléctrica, entre otros aspectos.

Podemos observar que la reducción de precios consecuencia de las inversiones en CCHH se traslada al mercado de contratos, donde es importante observar que a pesar de que el precio de la energía del contrato de las CCHH puede ser mayor al costo promedio del total de contratos (o comparado con el precio en barra). Sin embargo, el costo que se asume es proporcional al tamaño del contrato, además pequeño frente al conjunto de los contratos que existen en el mercado eléctrico que tendrán el beneficio de la reducción del costo eléctrico.

Diapositiva7

Fuente: Elaboración propia

Evaluación de un programa de promoción de inversiones en centrales hidroeléctricas

Desarrollar un programa de impulso de inversiones en energías renovables debería comprender la construcción de varias centrales hidroeléctricas con capacidad de generación promedio de 20 MW cada una, para lograr una potencia instalada de por ejemplo de 400 MW. En ese sentido, para evitar hacer el análisis de central por central, es posible emplear una evaluación de las bondades de una central ya operativa que cuente con la capacidad acumulada de estas inversiones, incluso podremos tener información de lo que sucede en el sistema eléctrico luego de la implementación de un programa de inversión en centrales hidroeléctricas.

En concordancia con lo anterior, es posible realizar una evaluación del beneficio/costo que ha significado el programa de promoción de inversiones en centrales hidroeléctricas que se ejecutó en el 2009. Durante ese periodo se vivía un escenario de incrementos de precios de la energía ante una falta de desarrollo de la oferta eléctrica, pues a pesar del incremento de los precios, las inversiones en centrales hidroeléctricas no se producían. Por ello, es posible afirmar que si bien el sistema marginalista es eficiente en el balance de la oferta y la demanda en corto plazo, no produce incentivos para el desarrollo de nuevas inversiones, a pesar de las señales en el alza de los precios de la electricidad, lo cual demuestra la posibilidad de realizar inversiones que sean rentables.

Realizar inversiones en centrales eléctricas supone tomar una decisión en función a flujos de caja de largo plazo que repaguen la inversión, lo cual resulta riesgoso en un sistema que depende de distintas fuentes para la modificación de los precios de la electricidad, tanto a nivel de la demanda como de la oferta, incluyendo fenómenos climáticos. En ese sentido, la necesidad de tener flujos de caja estables, predecibles y en lo posible uniformes es una necesidad ineludible para el financiamiento de estas inversiones. Los acreedores requieren que las inversiones eléctricas, sobre todo en centrales hidroeléctricas, cuenten con contratos de compra y venta de potencia y energía (Power Purchase Agreement). Debido a que permitirán tener una porción de los flujos de caja estables y suficientes para pagar los servicios de deuda. Ante la ausencia de contratos eléctricos de largo plazo, las inversiones que se ejecutaban eran aquellas cuya economía se sustentaba en la venta de la potencia y en menor medida de la energía, propio de las centrales térmicas[6].

En ese escenario, el Estado a través del Ministerio de Energía y Minas diseñaron un esquema en el que se licitaron contratos de energía, donde los factores de concurso eran los precios de potencia y energía (monómico) relacionados a un compromiso de inversión en nuevas centrales hidroeléctricas. El Estado comprometió a ElectroPerú (la generadora estatal de mayor tamaño) para que adquiera la energía de los adjudicatarios del concurso. Esta sería posteriormente vendida por Electroperú a las empresas distribuidoras del Estado. Si bien, la venta pudo haber sido directa de los adjudicatarios a las empresas distribuidoras, se incluyó la intervención de Electroperú para darle respaldo a los contratos de compra y venta de potencia y energía, tomado en cuenta la fortaleza económica de esta empresa.

El resultado del proceso fue la colocación de 3 contratos con una potencia comprometida total de 497  megavatios (MW) de capacidad, que se puede resumir en el siguiente cuadro:

Cuadro 1. Adjudicaciones realizadas entre el 2009 y 2011 para la inversión en centrales hidroeléctricas

cuadro1

Fuente: MINEM (Elaboración Propia)

En este cuadro se puede comprobar que los precios a los cuales se adjudicaron los contratos de potencia y energía no eran bajos. Además, en el cuadro 2 se puede observar la comparación de los precios del contrato con los precios en barra de la potencia y energía para el periodo del 2009 al 2013 , fecha en que entraron en operación las centrales.

Cuadro 2. Comparación de los precios de potencia y energía de adjudicaciones de los principales contratos de inversión con los Precios de Barra de Osinergmin del 2009-2013 (mes de marzo)

Diapositiva9

Fuente: OSINERGMIN (Elaboración Propia)

Asimismo, como se puede observar en el cuadro 3, las diferencias también son notorias en el periodo 2013-2020. No obstante, se debe considerar que en este segundo periodo se observa los efectos los programas de inversión en diversas centrales en el sector eléctrico -de distintas tecnologías-, periodo que se puede considerar de la existencia de una sobreoferta de energía.

Cuadro 3. Comparación de los precios de potencia y energía de los Precios de Barra de Osinergmin del 2009-2013 (mes de marzo)

Diapositiva10

Fuente: OSINERGMIN (Elaboración Propia)

A pesar de las diferencias, que observa que el usuario paga un sobreprecio por la energía de los contratos que soportaron la promoción de las inversiones en las centrales hidroeléctricas, también es cierto que este efecto es compensado por la reducción de los costos marginales del sistema eléctrico, justamente por efecto del ingreso en operación de las centrales hidroeléctricas[7].

En el sistema de precios marginalistas, la iniciativa privada no es suficiente para impulsar proyectos de generación eléctrica que permitan asegurar la cobertura de la demanda eléctrica futura a precios razonables. En consecuencia, debe ser el Estado, en su rol promotor, quién asuma diversas medidas para asegurar dicha cobertura. Por lo explicado anteriormente, la iniciativa privada, por lo general, no responde si no tienen los incentivos necesarios para hacerlo, por lo tanto, se deben generar metodologías de promoción que aseguren un balance de oferta y demanda a largo plazo. En los últimos años, se han generado diversos mecanismos para introducir nueva generación en el sistema, ya sea para garantizar la oferta ante las proyecciones de la demanda o para la seguridad del sistema.

La Ley de Concesiones Eléctricas y la Ley 28832 no son suficientes para incentivar las inversiones en generación, por lo que una alternativa es incorporar mecanismos para el desarrollo de la oferta eléctrica. Mientras tanto emplear mecanismos de planificación y promoción de las inversiones que permitan contar con la oferta adecuada para atender la demanda. Estos sistemas promocionales deben considerar que el costo debe ser asumido por toda la demanda, clientes regulados y libres, pues ambos se benefician de las reducciones de precios que una expansión de demanda produce.

En el siguiente Cuadro se resume la potencia de nueva generación en el SEIN producto de estas acciones del estado respecto a la inversión en generación eléctrica.

Resumen Nueva Generación Licitaciones PROINVERSIÓN

diapositiva 12

Fuente: ProInversión (Elaboración propia)

El Estado ha intervenido el mercado, principalmente a través de contratos conducidos por ProInversión, con el objetivo de incorporar nueva generación con precios de potencia y/o energía garantizados que permitan al inversionista la recuperación de su inversión con una tasa de retorno definida en su oferta. Por otra parte, se debe tener en consideración que desarrollar un proyecto de generación puede tardar 6

años o más, en caso de desarrollos hidroeléctricos -por la construcción de la central y las diversas autorizaciones y trámites- y no menos de 2 años en caso de centrales con recursos energético-renovables no convencionales como solares y eólicas.

Un tema relevante relacionado a promoción de la generación hidráulica y otras tecnologías renovables han sido los precios de gas imperantes en el sistema (3.2 US$/MMBTU), lo cual ha significado que cualquier otra tecnología pudiera competir en costos con las centrales a gas de ciclo simple y ciclo combinado. Esto provocó que el crecimiento de la oferta, con muy pocas excepciones, se diera solamente en base de centrales térmicas a gas, ubicadas en la zona centro del país, donde se disponía del gas de Camisea. En consecuencia, es importante desarrollar una metodología eficiente de análisis para la promoción de inversiones en centrales hidroeléctricas con embalses, a pesar del enorme potencial técnico existente; considerando también las otras centrales de energía renovable.

Límites a la promoción de inversiones

Si bien se puede comprobar los beneficios de la promoción de inversiones en CCHH, también se debe tener presente que estos esquemas no pueden ser ilimitados, porque si bien se puede beneficiar a los consumidores con precios cada vez más bajos, también es cierto que se está reduciendo los precios que están rentabilizando inversiones ya realizadas. Por lo mismo, es necesario fijar una banda de intervención, es decir diferenciar precios en los cuales se empieza a intervenir y aquellos donde se deja de hacerlo.

 

_____________________________

[1] De conformidad con el Decreto Legislativo 1002 de Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad con el uso de Energías Renovables, “se entiende como RER (recursos energéticos renovables) a los recursos energéticos tales como biomasa, eólico, solar, geotérmico y mareomotriz”. Considerando también dentro de este grupo a la energía hidráulica, cuando la capacidad instalada no sobrepasa de los 20 MW. Mientras que, las Centrales Hidroeléctricas mayores de 20 MW, pese a ser energía renovable, no se les considera RER sino Energía Limpia o Energía Verde.

[2] Parques fotovoltaicos a base de placas solares de células de silicio u otro material semiconductor capaz de transformar los fotones de la luz en electrones. No se considerará centrales térmicas solares o termosolares cuyo principio es el calentamiento de un fluido mediante radiación solar.

[3]Contratos de compra y venta de potencia y energía

[4] Hay críticas a las “Prima RER” que se trasladan al peaje, así como a los costos de los contratos de compra y venta de energía. Sin embargo, no se han analizado los beneficios económicos de estas inversiones.

[5] En este artículo no se evaluará la eficiencia de la regulación en trasladar este beneficio al usuario doméstico. Puede ser que el impacto se sienta con mayor velocidad en los usuarios libres y luego en los domésticos. Se asumirá el beneficio sobre la demanda en general.

[6] Cabe indicar también que el precio de potencia no es del todo atractivo, pues al ser determinado administrativamente no brinda la suficiente predictibilidad ya que podría variar en el corto o mediano plazo.

[7] Algunas críticas al esquema utilizado se centran al hecho de que sobreprecio sólo lo paga el usuario regulado y no así los clientes libres, quienes pudieron renegociar sus contratos -inclusive resolviendo contratos y pagando penalidades- beneficiándose con la importante reducción del costo marginal en el sistema. Incluso, muchas industrias y comercios que estaban como clientes regulados migraron al mercado libre para aprovecharse los precios bajos. Cabe indicar que alrededor de la mitad de la demanda es regulada y la otra mitad es del mercado libre por lo que solamente el mercado regulado estaba sufragando el costo de las nuevas inversiones en generación. También es cierto que, este sobrecosto solamente correspondía 4 968.25 GW/h ( correspondiente al 21.4%) de un total de 23 188.12 GW/h de la demanda regulada en el 2017, además se debe considerar que los efectos de la reducción de los costos marginales van beneficiando a los clientes regulados paulatinamente, pues estos se van incluyendo en el cálculo de las tarifas de este mercado.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

Decreto Legislativo 1002 https://bit.ly/3l3fjYL

Ley de concesiones eléctricas https://bit.ly/3Na1GDa

Reglamento de Usuarios Libres de Electricidad https://bit.ly/3Pd9BBn

Minam http://www.minem.gob.pe/descripcion.php?idSector=10&idTitular=3226

Osinergmin 2011 https://bit.ly/3wjoWb6

Osinergmin 2016 https://bit.ly/3yN2kCL

Anuario ejecutivo de electricidad 2019 pp.52 https://bit.ly/3PfXHXp

Anuario ejecutivo de electricidad 2012 pp.89 https://bit.ly/37G7kxK

Anuario ejecutivo de electricidad 2011 pp.23 https://bit.ly/38fLGRn

Osinergmin Bases de datos de precios de barra https://bit.ly/3wl3fqY

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