Lineamientos Generales de las Subastas RER de Urgencia<\/b><\/span><\/span><\/p>\n Para que las energ\u00edas renovables puedan solucionar el grav\u00edsimo problema energ\u00e9tico causado por la paralizaci\u00f3n del GSP y evitar el riesgo de quemar diesel en el NES, es necesario plantear algunos lineamientos generales. En primer lugar, es imperativo realizar algunas modificaciones al Decreto Legislativo 1002\/2008, debido a la situaci\u00f3n de emergencia del sector de generaci\u00f3n el\u00e9ctrica nacional. Entre los cambios m\u00e1s importantes se sugiere: <\/span><\/span><\/p>\n Incrementar a un 30% el porcentaje de participaci\u00f3n de las RER en el suministro de energ\u00eda anual, sin considerar a las centrales hidroel\u00e9ctricas inferiores a 20 MW. Seg\u00fan el COES, la producci\u00f3n el\u00e9ctrica anual, a finales del a\u00f1o 2016, fue de 48 mil 326 GWh. Tan s\u00f3lo 1295 GWh corresponden a las instalaciones e\u00f3licas y solares conectadas al SEIN, un 2,18% de la generaci\u00f3n el\u00e9ctrica del a\u00f1o 2016. A los 1295 GWh habr\u00eda que sumarle los 1300 GWh adjudicados en la 4ta subasta RER. En total, se podr\u00eda considerar que existen 2600 GWh RER comprometidos. Para suministrar el 30% de la producci\u00f3n el\u00e9ctrica total anual y garantizar el suministro de energ\u00eda a la creciente demanda, hasta finales del a\u00f1o 2021, habr\u00eda que subastar en los pr\u00f3ximos dos a\u00f1os al menos unos 16000 GWh en tecnolog\u00edas RER. <\/span><\/span><\/p>\n<\/li>\n<\/ul>\n Permitir la realizaci\u00f3n de subastas RER en un intervalo de tiempo no inferior a seis meses. Los 16000 GWh a subastar se podr\u00edan distribuir en 2 subastas de 8000 GWh. 1 subasta por a\u00f1o, una en el 2018 y otra en el 2019. La mitad de la energ\u00eda a subastar deber\u00eda asignarse a tecnolog\u00edas renovables gestionables \u2013 geot\u00e9rmica, biomasa y solar termoel\u00e9ctrica \u2013 y la otra mitad a tecnolog\u00edas no gestionables \u2013 e\u00f3lica y solar fotovoltaica. Los detractores de las energ\u00edas renovables se opondr\u00e1n, con todas sus fuerzas, falacias y creativos argumentos, a la presente propuesta. Intentar\u00e1n convencer a las autoridades del MEM y del OSINERGMIN, que es t\u00e9cnicamente imposible integrar tal volumen de energ\u00eda al SEIN, olvidar\u00e1n que entre las t\u00e9rmicas y las hidroel\u00e9ctrica producen 47000 GWh\/a\u00f1o. Los sistemas de generaci\u00f3n a gas e hidroel\u00e9ctricos pueden perfectamente, conjuntamente con los sistemas renovables gestionables, participar en la operaci\u00f3n del SEIN. Se olvidar\u00e1n que existen al menos 10000 MW t\u00e9rmicos e hidr\u00e1ulicos para operar y gestionar la integraci\u00f3n de renovables al SEIN. <\/span><\/span><\/p>\n<\/li>\n<\/ul>\n En segundo lugar, se deber\u00e1n implementar algunas modificaciones al procedimiento de realizaci\u00f3n de las subastas RER con car\u00e1cter de urgencia:<\/span><\/span><\/p>\n Los 16000 GWh a subastar deber\u00e1n concentrarse en las regiones del sur del Per\u00fa \u2013 Ica, Arequipa, Puno, Moquegua y Tacna, puesto que el objetivo principal de la realizaci\u00f3n de subastas es adjudicar la energ\u00eda el\u00e9ctrica que no podr\u00e1 ni deber\u00e1 suministrar el NES diesel.<\/span><\/span><\/p>\n<\/li>\n<\/ul>\n Adicionalmente, se podr\u00e1n adjudicar hasta 500 GWh, por subasta RER, en centrales hidroel\u00e9ctricas, inferiores a 20 MW, preferiblemente, en la zona norte y centro del pa\u00eds.<\/span><\/span><\/p>\n<\/li>\n<\/ul>\n Evaluar la posibilidad de presentar bloques renovables de diferentes tecnolog\u00edas, en un porcentaje determinado de sistemas renovables gestionables y no gestionables.<\/span><\/span><\/p>\n<\/li>\n<\/ul>\n Evaluar la posibilidad de ofertar sistemas de acumulaci\u00f3n para las tecnolog\u00edas no gestionables, en un porcentaje determinado de la energ\u00eda ofertada. <\/span><\/span><\/p>\n<\/li>\n<\/ul>\n En tercer lugar, se deber\u00e1n implementar medidas de flexibilizaci\u00f3n del comportamiento del mercado el\u00e9ctrico y del SEIN as\u00ed como la elaboraci\u00f3n de un entorno normativo de transformaci\u00f3n del modelo energ\u00e9tico actual:<\/span><\/span><\/p>\n Elaboraci\u00f3n de una Ley de Transici\u00f3n Energ\u00e9tica y Adaptaci\u00f3n al Cambio Clim\u00e1tico, que incluya Planes Nacionales y Regionales de Integraci\u00f3n de Energ\u00edas Renovables, Planes de Ahorro y Eficiencia Energ\u00e9tica, Planes de Aprovechamiento de Residuos S\u00f3lidos, Planes de Electrificaci\u00f3n del Transporte P\u00fablico y Privado, entre otros.<\/span><\/span><\/p>\n<\/li>\n<\/ul>\n Elaboraci\u00f3n de una Ley de Ordenamiento del Sector El\u00e9ctrico que priorice la integraci\u00f3n de energ\u00edas renovables para la sustituci\u00f3n de las centrales de ciclo combinado en el Per\u00fa, en un horizonte de 10 a 15 a\u00f1os. <\/span><\/span><\/p>\n<\/li>\n<\/ul>\n Integraci\u00f3n de innovadores servicios auxiliares y mecanismos de gesti\u00f3n de desv\u00edos en el mercado el\u00e9ctrico que garanticen la \u00f3ptima integraci\u00f3n t\u00e9cnica y econ\u00f3mica de 16000 GWh de energ\u00eda renovable en los pr\u00f3ximos 4 a\u00f1os. Entre los servicios y mecanismos de mercado se proponen: la implementaci\u00f3n de mecanismos de compra y venta de energ\u00eda entre sistemas de generaci\u00f3n renovables y convencionales; la realizaci\u00f3n de subastas de margenes de potencia de reserva rodante secundaria y terciaria; el pago de la energ\u00eda inyectada en el servicio de reserva rodante; la realizaci\u00f3n de contratos bilaterales entre empresas distribuidoras y clientes libres con empresas de generaci\u00f3n renovables. <\/span><\/span><\/p>\n<\/li>\n<\/ul>\n Reforzamiento del sistema de transmisi\u00f3n de 500 kV, dise\u00f1o del sistema de 750 kV.<\/span><\/span><\/p>\n<\/li>\n<\/ul>\n Integraci\u00f3n regional con el Ecuador, que permita aprovechar la complementariedad hidr\u00e1ulica existente entre ambos pa\u00edses. <\/span><\/span><\/p>\n<\/li>\n<\/ul>\n Asignaci\u00f3n de la realizaci\u00f3n de subastas de centrales hidroel\u00e9ctricas reversibles a Proinversi\u00f3n para garantizar la integraci\u00f3n adicional de energ\u00edas renovables intermitentes en un horizonte de 10 a 15 a\u00f1os.<\/span><\/span><\/p>\n<\/li>\n<\/ul>\n Modernizaci\u00f3n y adaptaci\u00f3n de los sistemas el\u00e9ctricos de distribuci\u00f3n a sistemas inteligentes de distribuci\u00f3n, que permitan la m\u00e1xima integraci\u00f3n de energ\u00edas renovables as\u00ed como la implementaci\u00f3n de sistemas inteligentes de gesti\u00f3n de demanda y de acumulaci\u00f3n de energ\u00eda; y de sistemas de medici\u00f3n, adquisici\u00f3n de informaci\u00f3n y facturaci\u00f3n inteligente. <\/span><\/span><\/p>\n<\/li>\n<\/ul>\n Coste de las Tecnolog\u00edas Renovables Gestionables: Geot\u00e9rmica y Solar Termoel\u00e9ctrica<\/b><\/span><\/span><\/p>\n El Per\u00fa posee excepcionales recursos solares y geot\u00e9rmicos para la construcci\u00f3n de centrales solares termoel\u00e9ctricas y centrales geot\u00e9rmicas. Ambas instalaciones se caracterizan por ser sistemas renovables gestionables, es decir, tienen un comportamiento similar a cualquier central t\u00e9rmica convencional. En el caso del potencial geot\u00e9rmico, seg\u00fan el \u201cPlan Maestro para el Desarrollo de la Energ\u00eda Geot\u00e9rmica en el Per\u00fa\u201d, publicado por el MINEM, en el a\u00f1o 2012, el potencial total geot\u00e9rmico del Per\u00fa se estim\u00f3 en 2860 MW. Existe un total de 640 MW clasificados en campos de prioridad relativamente alta, denominados rango A y B, con 340 MW y 300 MW de potencial geot\u00e9rmico, respectivamente, figura 1. Los campos de rango A podr\u00edan tener un desarrollo a corto tiempo sin apoyo gubernamental mientras que los campos de rango B s\u00f3lo esperan autorizaci\u00f3n para la exploraci\u00f3n. Por tanto, el Per\u00fa dispone del recurso geot\u00e9rmico necesario para instalar 640 MW al a\u00f1o 2022.<\/span><\/span><\/p>\n Figura 1: Evoluci\u00f3n de la capacidad geot\u00e9rmica instalable entre el a\u00f1o 2016 y 2030, MINEM.<\/strong><\/span><\/p><\/div>\n La experiencia m\u00e1s cercana y reciente de construcci\u00f3n de una instalaci\u00f3n geot\u00e9rmica se ubica en Antofagasta, al norte de Chile, a 4500 metros sobre el nivel del mar. En marzo del 2017 se inici\u00f3 la operaci\u00f3n de la primera central geot\u00e9rmica en Am\u00e9rica del Sur. La central Cerro Pabell\u00f3n tiene una potencia total instalada de 48 MW, con dos turbinas t\u00e9rmicas de 24 MW, y producci\u00f3n anual esperada de 340 GWh, por tanto, un factor de 80%. La inversi\u00f3n realizada, Geoterm\u00eda del Norte, un sociedad conformada por Enel Green Power Chile y ENAP, propietaria de la instalaci\u00f3n, fue de 320 millones de d\u00f3lares. Es importante indicar que en la \u00faltima subasta renovable, realizada en agosto del a\u00f1o 2016, se ofert\u00f3 un precio de 66 $\/MWh para las instalaciones de generaci\u00f3n geot\u00e9rmicas.<\/span><\/span><\/p>\n En enero del a\u00f1o 2012, el Panel Intergubernamental sobre el Cambio Clim\u00e1tico, IPCC, public\u00f3 el informe \u201c<\/span><\/span>Special Report on Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation<\/span><\/span>\u201d, donde se present\u00f3 la relaci\u00f3n del coste nivelado de energ\u00eda, LCOE, en funci\u00f3n del factor de planta y la tecnolog\u00eda de generaci\u00f3n de vapor as\u00ed como de los costes de operaci\u00f3n y mantenimiento, O&M, y de la tasa de descuento para las centrales geot\u00e9rmicas, figura 2. Se observa que para factores de planta superiores a 85% y costes de O&M inferiores a 3500 $\/kW, el precio de la energ\u00eda de una instalaci\u00f3n geot\u00e9rmica es inferior a 60 $\/MWh, considerando una vida \u00fatil de 25-30 a\u00f1os, una caracter\u00edstica a considerar en los futuros contratos de las subastas a adjudicar. Es importante indicar que los costes de inversi\u00f3n de las instalaciones geot\u00e9rmicas de la exploraci\u00f3n y perforaci\u00f3n de los pozos de producci\u00f3n e inyecci\u00f3n de vapor as\u00ed como del dise\u00f1o y tipo de sistema de generaci\u00f3n de vapor para la producci\u00f3n de electricidad \u2013 vapor seco, flash, binario o h\u00edbrido.<\/span><\/span><\/span><\/p>\n Figura 2: Variaci\u00f3n del LCOE en instalaciones geot\u00e9rmicas en funci\u00f3n del factor de planta, O&M y tasa de descuento.<\/strong><\/span><\/p><\/div>\n Seg\u00fan IRENA, International Renewable Energy Agency, entre el a\u00f1o 2007 y 2020, la evoluci\u00f3n del LCOE y del coste de inversi\u00f3n por MW instalado, para instalaciones geot\u00e9rmicas, corresponde a las figuras 3 y 4, respectivamente. El LCOE oscilar\u00e1 entre los 40-60 $\/MWh para potencias instaladas de 100 MW a 300 MW, figura 3. Asimismo, la tendencia del coste de inversi\u00f3n por MW instalado, oscilar\u00e1 de 1500 a 4000 $\/kW entre el a\u00f1o 2018 y 2020, independientemente del tama\u00f1o de la instalaci\u00f3n geot\u00e9rmica. Por tanto, una variable para la reducci\u00f3n de costes de los sistemas geot\u00e9rmicos es la adjudicaci\u00f3n de un significativo volumen de energ\u00eda. En el caso peruano, se podr\u00eda subastar hasta 4000 GWh, equivalente a unos 570 MW geot\u00e9rmicos con un factor de planta no inferior a 80% o 7000 horas equivalentes de funcionamiento al a\u00f1o. La inversi\u00f3n necesaria para la energ\u00eda y potencia geot\u00e9rmica propuestos oscilar\u00eda entre 855 millones y 2 mil 280 millones de d\u00f3lares. El Per\u00fa captar\u00eda inversiones en lugar de regalar absurdamente 7300 millones de d\u00f3lares.<\/span><\/span><\/p>\n Figura 3: Evoluci\u00f3n del LCOE en instalaciones geot\u00e9rmicas en funci\u00f3n de la potencia total instalada al a\u00f1o 2020, IRENA.<\/strong><\/span><\/p><\/div>\n Figura 4: Evoluci\u00f3n de coste de inversi\u00f3n geot\u00e9rmico, $\/kW, en funci\u00f3n de la potencia total instalada al a\u00f1o 2020, IRENA.<\/strong><\/span><\/p><\/div>\n Finalmente, US Energy Information Adminitration, EIA, en enero del a\u00f1o 2017, public\u00f3 el informe denominado \u201c<\/span><\/span>Annual Energy Outlook 2017 Report with Energy Projections to 2050<\/span><\/span>\u201d, que presenta proyecciones de LCOE de los sistemas geot\u00e9rmicos, a conectarse al sistema el\u00e9ctrico el a\u00f1o 2022, en los Estados Unidos. Seg\u00fan el mencionado informe, el LCOE de las instalaciones geot\u00e9rmicas presentar\u00e1 uno de los precios m\u00e1s competitivos renovables, que oscilar\u00e1 entre 40 y 55 $\/MWh. Se espera la construcci\u00f3n y conexi\u00f3n de 800 MW en sistemas geot\u00e9rmicos, figura 5.<\/span><\/span><\/span><\/p>\n Figura 5: Proyecci\u00f3n del LCOE geot\u00e9rmico en $\/MWh, comparado con otras tecnolog\u00edas de generaci\u00f3n al a\u00f1o 2022, EIA.<\/strong><\/span><\/p><\/div>\n En resumen, la informaci\u00f3n de instalaciones existente y proyectos en ejecuci\u00f3n de centrales geot\u00e9rmicas, permite deducir que el LCOE geot\u00e9rmico ser\u00e1 inferior a 60 $\/MWh, en pa\u00edses con similares caracter\u00edsticas al Per\u00fa, como por ejemplo Chile. No obstante, es importante indicar que este valor puede variar en funci\u00f3n de las caracter\u00edsticas del yacimiento geot\u00e9rmico y de las caracter\u00edsticas t\u00e9cnicas de la instalaci\u00f3n geot\u00e9rmica y los costes de O&M. Los sistemas geot\u00e9rmicos son instalaciones renovables gestionables que pueden operar con factores de planta superiores al 80%. El Per\u00fa dispone de los recursos geot\u00e9rmicos para la instalaci\u00f3n de 570 MW de potencia geot\u00e9rmica al a\u00f1o 2022, con precios de generaci\u00f3n inferiores a 60 $\/MWh. Un coste de energ\u00eda incomparable con los 150-200 $\/MWh que ofrece el impresentable NES, funcionando a diesel.<\/span><\/span><\/p>\n La segunda tecnolog\u00eda renovable gestionable a analizar son los sistemas de generaci\u00f3n solares termoel\u00e9ctricos, CSP, Concentrating Solar Power, en terminolog\u00eda anglosajona. Existen dos tecnolog\u00edas comerciales para la producci\u00f3n de grandes vol\u00famenes de energ\u00eda el\u00e9ctrica: los sistemas de concentraci\u00f3n parab\u00f3licos y las torres receptoras con campo de heli\u00f3statos. El condicionante t\u00e9cnico y econ\u00f3mico m\u00e1s importante para la instalaci\u00f3n de sistemas solares termoel\u00e9ctricos es disponer de una radiaci\u00f3n solar directa anual, DNI \u2013 Direct Normal Irradiation, en ingl\u00e9s, no inferior a 2000 kWh\/m\u00b2. El sur del Per\u00fa cuenta valores de radiaci\u00f3n solar directa anual superiores a 3000 kWh, figura 6. Asimismo, el LCOE y la capacidad de almacenamiento en sales fundidas, y por tanto, el factor de planta son par\u00e1metros de dise\u00f1o de las centrales solares termoel\u00e9ctricas, estrechamente relacionados con el valor de radiaci\u00f3n solar directa anual, DNI<\/span><\/span><\/p>\n Figura 6: Mapa de DNI solar; LCOE y Factor de Planta de una central CSP en funci\u00f3n de DNI, SOLARGIS e IRENA.<\/strong><\/span><\/p><\/div>\n En la figura 6, se observa que las centrales CSP alcanzan valores de LCOE cercanos a 65 $\/MWh para valores de DNI anuales iguales a 3000 kWh\/m\u00b2. En Chile, en el a\u00f1o 2016, en la \u00faltima subasta renovable, la empresa americana SolarReserve estableci\u00f3 una oferta record mundial de 63 $\/MWh para una central solar termoel\u00e9ctrica, con 13 horas de almacenamiento en sales fundidas, conformada por una central CSP de tipo torre de 260 MW y una instalaci\u00f3n fotovoltaica de 150 MW. La central termosolar tendr\u00eda capacidad para funcionar 24 horas al d\u00eda y entregar una energ\u00eda anual equivalente a 1800 GWh, con un factor de planta cercano al 80% correspondiente a casi 7000 horas equivalentes de funcionamiento anual. Asimismo, con valores de DNI iguales a 2800 kWh\/m\u00b2, triplicando o cuadruplicando el tama\u00f1o del campo solar de una central solar termoel\u00e9ctrica sin almacenamiento, SM3 y SM4, es posible alcanzar valores 7000 y 8000 horas equivalentes de funcionamiento, respectivamente, figura 6.\u00a0<\/span><\/span><\/p>\n Los costes de las tecnolog\u00edas solares termoel\u00e9ctricas se est\u00e1n reduciendo dr\u00e1sticamente en los \u00faltimos a\u00f1os. As\u00ed, en junio del presente a<\/span><\/span>\u00f1o, l<\/span><\/span><\/span>a Autoridad de Electricidad y Agua de Dub\u00e1i, DEWA, anunci\u00f3 que la oferta m\u00e1s baja presentada para la subasta de una central solar termoel\u00e9ctrica de 200 MW fue de 9,5 c$\/kWh, con un valor anual de DNI inferior a 2100 kWh, figura 7. La central CSP ser\u00e1 del tipo torre receptora, con un sistema de almacenamiento de 12 horas, correspondiente a la primera fase de un mega parque termoel\u00e9ctrico solar de 1000 MW de potencia a instalar cerca de Dub\u00e1i, en los Emiratos \u00c1rabes Unidos. El precio final ofertado es 43% menor que las ofertas m\u00e1s bajas existentes de centrales termoel\u00e9ctricas solares en operaci\u00f3n o construcci\u00f3n: 169 $\/MWh de la central Crescent Dunes de 110 MW, en Estados Unidos, con 10 horas de almacenamiento; y 163 $\/MWh de la Central Noor III de 150 MW, en Marruecos, con 7,5 horas de almacenamiento.\u00a0<\/span><\/span><\/span><\/span><\/p>\n Figura 7: Reajuste de la proyecci\u00f3n del LCOE solar termoel\u00e9ctrico en $\/MWh al a\u00f1o 2030, GASCO.<\/strong><\/span><\/p><\/div>\n El precio obtenido ha obligado a reajustar las proyecciones de reducci\u00f3n de precios para las instalaciones solares termoel\u00e9ctricas. As\u00ed la iniciativa del Departamento de Energ\u00eda de los Estados Unidos para la proyecci\u00f3n de precios de las tecnolog\u00edas solares hacia al a\u00f1o 2020, denominada SunShot Initiative, se ha reajustado significativamente. El objetivo de la proyecci\u00f3n inicial, para obtener precios de 60 $\/MWh en el 2020, se ha reajustado a 30 $\/MWh, en el a\u00f1o 2030, figura 7. Asimismo, estiman que los precios entre el a\u00f1o 2017 y 2020, deber\u00eda reducirse de 70 $\/MWh hasta 60 $\/MWh para alcanzar el objetivo inicial planteado y disponer de un precio de generaci\u00f3n de energ\u00eda solar termoel\u00e9ctrica muy competitiva. Adem\u00e1s, se espera que el coste de inversi\u00f3n por kW instalado se reduzca a 3500 $\/kW al a\u00f1o 2020, siguiendo la tendencia actual existente, figura 8 y 9.<\/span><\/span><\/span><\/p>\n Figura 8: Evoluci\u00f3n del coste de inversi\u00f3n por MW instalado solar termoel\u00e9ctrico entre 2008 y 2014, IRENA.<\/strong><\/span><\/p><\/div>\n Figura 9: Evoluci\u00f3n de los costes de inversi\u00f3n por MW instalado en los principales proyectos termoel\u00e9ctricos.<\/strong><\/span><\/p><\/div>\n De las figuras anteriores se deduce que se ha iniciado un acelerado proceso de reducci\u00f3n de costes de inversi\u00f3n, $\/MW, y costes de generaci\u00f3n, $\/MWh, para las tecnolog\u00edas solares termoel\u00e9ctricas. Se observa que los factores m\u00e1s importantes en la reducci\u00f3n de costes de instalaci\u00f3n es la radiaci\u00f3n directa solar disponible as\u00ed como el aumento de la potencia instalada. Asimismo, la reducci\u00f3n de los costes nivelados de la energ\u00eda solar termoel\u00e9ctrica generada, LCOE, se asocia a la integraci\u00f3n de sistemas de almacenamiento t\u00e9rmico, en sales fundidas, y la hibridaci\u00f3n con sistemas fotovoltaicos. <\/span><\/span><\/span><\/p>\n Las regiones del sur del Per\u00fa disponen de excepcionales recursos solares. Los valores de la radiaci\u00f3n directa solar superan los 3000 kWh\/m\u00b2, superiores incluso a los valores de radiaci\u00f3n existentes en zonas geogr\u00e1ficas, con proyectos solares termoel\u00e9ctricos en ejecuci\u00f3n y aprobados para su construcci\u00f3n, en Marruecos y en los Emiratos \u00c1rabes. En el Per\u00fa, la asignaci\u00f3n de 4000 GWh para una futura subasta renovables, seg\u00fan la evoluci\u00f3n futura esperable de la tecnolog\u00eda y costes econ\u00f3micos, permitir\u00eda construir 660 MW en centrales solares termoel\u00e9ctricas, con sistemas de almacenamiento de 14 horas y un factor de planta de aproximadamente 70% o 6000 horas equivalentes anuales de funcionamiento. El LCOE de las instalaciones solares termoel\u00e9ctricas en el Per\u00fa no deber\u00eda superar los 60 $\/MWh, en el a\u00f1o 2020, y se tendr\u00eda una inversi\u00f3n esperada que oscilar\u00eda entre los 2640 y 3960 millones de d\u00f3lares, mucho m\u00e1s inteligente que financiar los 7300 millones de d\u00f3lares que requiere el GSP, sin recibir nada a cambio, s\u00f3lo seguir encadenados al gas.<\/span><\/span><\/span><\/p>\n Coste de las Tecnolog\u00edas Renovables No Gestionables: E\u00f3lica y Solar Fotovoltaica<\/b><\/span><\/span><\/p>\n Los parques e\u00f3licos y las centrales solares fotovoltaicas se consideran sistemas renovables de generaci\u00f3n el\u00e9ctrica no gestionables, es decir, presentan una elevada variabilidad. Actualmente, en el Per\u00fa operan 4 parques e\u00f3licos, con una potencia total instalada de 232 MW. Asimismo, se encuentran en construcci\u00f3n 3 parques e\u00f3licos m\u00e1s, con una potencia total a instalar de 162 MW. A finales del a\u00f1o 2018, el Per\u00fa deber\u00e1 contar con 394 MW de potencia e\u00f3lica instalada. Por tanto, el pa\u00eds cuenta con una importante experiencia en la instalaci\u00f3n de parques e\u00f3licos y un talento humano que es necesario preservar y promocionar. Asimismo, los precios de energ\u00eda e\u00f3lica en el Per\u00fa se han reducido sustancialmente entre el a\u00f1o 2010 y 2016, marcando incluso precios record en el mundo, figura 10. En el a\u00f1o 2016, el precio promedio ofertado en la cuarta subasta RER fue de 38 $\/MWh a diferencia de los 80 $\/MWh, obtenido en la primera subasta RER en el a\u00f1o 2010.<\/span><\/span><\/p>\n Figura 10: Evoluci\u00f3n de los precios promedios e\u00f3licos ofertados en subastas RER entre 2010 y 2016, IRENA.<\/strong><\/span><\/p><\/div>\n El Ministerio de Energ\u00eda y Minas, M<\/span><\/span>IN<\/span><\/span>EM, estima que el potencial e\u00f3lico aprovechable del Per\u00fa es de 22000 MW. No obstante, el COES, Comit\u00e9 de Operaci\u00f3n Econ\u00f3mica del Sistema, en agosto del 2015, present\u00f3 el informe denominado \u201c<\/span><\/span>M\u00e1xima Capacidad de Generaci\u00f3n no Convencional (E\u00f3lica y Solar Fotovoltaica) a instalar en el SEIN\u201d, que limita la instalaci\u00f3n de potencia e\u00f3lica y solar a 1656 MW, en el escenario m\u00e1s pesimista, denominado inyecci\u00f3n m\u00faltiple, tabla 1.<\/span><\/span><\/span><\/p>\n Tabla 1: M\u00e1xima capacidad de generaci\u00f3n no convencional e\u00f3lica y solar fotovoltaica a instalar en el SEIN, COES.<\/strong><\/span><\/p><\/div>\n En los \u00faltimos a\u00f1os, los precios de generaci\u00f3n e\u00f3lica han continuado con su constante reducci\u00f3n. En Estados Unidos, los precios e\u00f3licos han experimentado un porcentaje de reducci\u00f3n del 66% en los \u00faltimos 7 a\u00f1os. En el a\u00f1o 2016, el rango de precios e\u00f3licos oscil\u00f3 entre 32 y 62 $\/MWh, cuando en el a\u00f1o 2009, esos precios oscilaban entre 101 y 169 $\/MWh, figura 11. En el mayo del a\u00f1o 2017, en Europa, Alemania y Espa\u00f1a realizaron subastas renovables, donde se ofertaron precios e\u00f3licos extremadamente bajos: 57,1 \u20ac\/MWh y 43 \u20ac\/MWh, respectivamente, considerando que los factores de planta alemanes y espa\u00f1oles son inferiores a 2500 horas equivalentes anuales de funcionamiento.. En la \u00faltima subasta de agosto del 2017, en Alemania, los precios e\u00f3licos se desplomaron hasta 42,8 \u20ac\/MWh. Asimismo, entre enero del a\u00f1o 2016 y enero del a\u00f1o 2017, en Estados Unidos, los contratos PPA e\u00f3licos presentaron valores promedios alrededor de los 20 $\/MWh, figura 12. Las reducciones de precios e\u00f3licos, experimentados en los \u00faltimos meses en el mundo, permite deducir que mercados el\u00e9ctricos tan competitivos, como el americano y el europeo, a\u00fan tienen un margen adicional de reducci\u00f3n del precio de la energ\u00eda e\u00f3lica, que deber\u00e1 reflejarse en los mercados renovables emergentes de Am\u00e9rica del Sur.<\/span> <\/span><\/span><\/p>\n Figura 11: Evoluci\u00f3n de los precios de energ\u00eda e\u00f3lica, LCOE, $,\u20ac\/MWh, en Estados Unidos y Europa, Lazard e IEEFA.<\/strong><\/span><\/p><\/div>\n Figura 12: Evoluci\u00f3n de los precios de energ\u00eda e\u00f3lica, contratos PPA, en Estados Unidos, entre 1995-2017, US Lawrence Berkeley National Laboratory.<\/strong><\/span><\/p><\/div>\n En el Per\u00fa, seg\u00fan estudios del COES, con la infraestructura el\u00e9ctrica actual ser\u00eda posible instalar 1000 MW de potencia e\u00f3lica adicional hacia el a\u00f1o 2021. Si se consideran factores de planta correspondientes a 4000 horas equivalentes de funcionamiento, en las pr\u00f3ximas subastas se podr\u00eda proponer un volumen de energ\u00eda igual a 4000 GWh. La inversi\u00f3n esperada deber\u00eda oscilar entre los 1500 y 2000 millones de d\u00f3lares y los valores de precio de la energ\u00eda e\u00f3lica deber\u00eda encontrarse en un rango entre 20 y 30 $\/MWh. Se obtendr\u00eda un importante volumen de energ\u00eda a precios muy competitivos, en un escenario local de falta de descubrimientos de gas natural nacional. Las l\u00edneas de transmisi\u00f3n del sistema el\u00e9ctrico peruano deber\u00e1n ser reforzados significativamente para que en un futuro no muy lejano, 10-15 a\u00f1os, puedan integrar la suficiente energ\u00eda renovable para desplazar la producci\u00f3n de las centrales t\u00e9rmicas de ciclo combinado del Nodo T\u00e9rmico de Chilca, NTCh. No parece muy descabellado, iniciar a planificar un sistema de transmisi\u00f3n de 750 kV o un sistema de transmisi\u00f3n en corriente continua de alta tensi\u00f3n, que permita trasladar grandes bloques de energ\u00eda de las futuras centrales geot\u00e9rmicas y termoel\u00e9ctricas solares del sur o de los nodos e\u00f3licos del norte y del sur hacia la ciudad de Lima. <\/span><\/span><\/span><\/p>\n En relaci\u00f3n a los sistemas solares fotovoltaicos. Las instalaciones fotovoltaicas han experimentado las mayores reducciones, en costes de instalaci\u00f3n y en costes de generaci\u00f3n el\u00e9ctrica, en los \u00faltimos a\u00f1os, figura 13. El a\u00f1o 2016, los precios de generaci\u00f3n solar superaron la barrera de los 30 $\/MWh. As\u00ed, en septiembre, en una subasta renovables realizada en <\/span><\/span><\/span>Emiratos \u00c1rabes, se present\u00f3 una oferta de 24,2 $\/MWh. Un mes antes, en Chile se adjudic\u00f3 una instalaci\u00f3n fotovoltaica con una oferta de 29,1 centavos por kWh. En el Per\u00fa, en la subasta realizada en febrero del a\u00f1o 2016, se adjudicaron dos centrales solares fotovoltaicas de 144,5 MW y 40 MW, con ofertas de 47,98 $\/MWh y 48,5 $\/MWh, respectivamente, estableciendo un precio promedio de 48,09 $\/MWh a diferencia del precio promedio, obtenido en la primera subasta del a\u00f1o 2010 igual a 221 $\/MWh, figura 13. <\/span><\/span><\/span><\/span><\/p>\n Figura 13: Evoluci\u00f3n de los precios promedios fotovoltaicos ofertados en subastas RER entre 2010 y 2016, IRENA.<\/strong><\/span><\/p><\/div>\n En los Est<\/span><\/span><\/span>ados Unidos, desde el a\u00f1o 2009 al a\u00f1o 2016, los precios de energ\u00eda fotovoltaica para los grandes sistemas fotovoltaicos fijos, no residenciales, han ca\u00eddo un 85%, de 394 $\/MWh a 61 $\/MWh en 7 a\u00f1os, figura 14. En junio del a\u00f1o 2017, la consultora GTM Research public\u00f3 el informe \u201cPV System Pricing H1 2017: Breakdowns and Forecasts\u201d. En el mencionado informe se indica que, en el primer trimestre del a\u00f1o 2017, los precios de los paneles fotovoltaicos han alcanzado un valor de 40 c$\/Wp, exceptuando en Alemania. La reducci\u00f3n de precios de los paneles fotovoltaicos ha permitido reducir significativamente los precios de generaci\u00f3n solar fotovoltaica para grandes instalaciones. As\u00ed, en el primer trimestre del a\u00f1o 2017, el coste de inversi\u00f3n de los grandes sistemas fotovoltaicos fijos, no residenciales, ha alcanzado valores promedio de 1$ por Wp instalado, y muy por debajo de 1 $\/Wp en varios pa\u00edses como Egipto, M\u00e9xico, China e India, figura 15. El coste promedio de instalaci\u00f3n fotovoltaica es un 6% inferior al precio del trimestre anterior.<\/span><\/span><\/span><\/span><\/p>\n Figura 14: Evoluci\u00f3n de los precios de energ\u00eda solar fotovoltaica, LCOE, $,\u20ac\/MWh, en Estados Unidos, Lazard.<\/strong><\/span><\/p><\/div>\n Figura 15: Evoluci\u00f3n de costes de los paneles y costes de inversi\u00f3n de instalaciones fotovoltaicas en Q1 del 2017, GTM.<\/strong><\/span><\/p><\/div>\n GTM Research asegura que los costes de instalaci\u00f3n de sistemas fotovoltaicos solares se puede reducir en un 27% adicional hasta el a\u00f1o 2022, un 4,4% de media anual. No obstante, los \u00faltimos costes de instalaci\u00f3n de sistemas fotovoltaicos alcanzados en la India, 0,65 $ por Wp instalado, permiten prever reducciones inimaginables en los costes de instalaci\u00f3n y en los precios de energ\u00eda en los pr\u00f3ximos a\u00f1os. Seg\u00fan el informe \u201cPV System Pricing H1 2017: Breakdowns and Forecasts\u201d de la consultora GTM Research, los costes de instalaci\u00f3n de sistemas fotovoltaicos de gran tama\u00f1o oscilar\u00edan entre 0,5 y 1,0 $ por Wp instalado, en diferentes pa\u00edses del mundo, figura 16.<\/span><\/span><\/span><\/p>\n\n
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