En este trabajo de investigación, se ha analizado el marco regulatorio del sector eléctrico peruano enfocándose en los aspectos vinculados al incentivo a las inversiones en generación eléctrica y se han descrito los principales problemas del sector (precio del gas, sobreoferta, costos marginales deprimidos y barreras a las energías renovables no convencionales) para garantizar nueva capacidad de generación eficiente que asegure la atención del crecimiento de la demanda con seguridad y calidad en un entorno de competencia. De otro lado, se identifican y cuestionan las intervenciones en el mercado por parte del Estado con licitaciones coyunturales y otras normas. También se revisaron las valiosas experiencias de otros países de la región. Consideramos que hay ciertos principios básicos para proponer cualquier reforma que consideren: el gas natural es recurso finito, neutralidad tecnológica, costo de desarrollo no debe ser asumido solo por usuarios regulados y la modificación regulatoria propuesta se debería poder aplicar en corto plazo y no debería causar costos encallados. Como resultado del análisis efectuado se han elaborado las siguientes propuestas que pueden hacerse, en el corto plazo, con modificaciones a nivel de la Ley 28832: desarrollar un esquema de subastas de un cargo por confiabilidad mejorado, implementar licitaciones por bloques horarios y con mayor anticipación y permitir a las ERNC hacer contratos flexibilizando los requisitos existentes / In this research work, the regulatory framework of the Peruvian electricity sector has been analyzed focusing on the aspects related to the incentive to investments in electricity generation and the main problems of the sector have been described (gas price, oversupply, depressed marginal costs and barrier to unconventional renewable energies) to guarantee new efficient generation capacity that ensures attention to the growth of demand with safety and quality in a competitive environment. On the other hand, interventions on the market by the State with conjunctural bids and other regulations are identified and questioned. The valuable experiences of other countries in the region were also reviewed. We believe that there are certain basic principles to propose any reform that consider: natural gas is a finite resource, technological neutrality, cost of development should not be assumed only by regulated users and the proposed regulatory modification should be applicable in the short term and should not cause stranded costs. As a result of the analysis carried out, the following proposals have been prepared that can be made, in the short term, with modifications at the level of Law 28832: develop an auction scheme for an improved reliability charge, implement bids for hourly blocks and with greater anticipation and allow NCREs to make contracts by relaxing existing requirements Key. / Trabajo de investigación

Es ampliamente reconocido actualmente que los procesos de generación de energía basados en combustibles fósiles generan un impacto significativo en la salud y el medio ambiente. Esto ocurre debido a que la quema de combustibles fósiles produce diversos contaminantes usualmente señalados como los principales responsables de una serie de problemas específicos relacionados con la salud humana, la formación de lluvia ácida, el efecto invernadero y el calentamiento global. Por lo tanto, la producción de energía en forma de hidrógeno a partir de agua involucrando solamente fuentes de energía renovables trae consigo ventajas significativas, pues la quema de hidrógeno en sistemas de generación de energía produce esencialmente agua (vapor) y nitrógeno (gas) como productos de combustión. Este método de producción de hidrógeno representa así una solución prometedora para alcanzar la ansiada sostenibilidad en términos energéticos. Para que este método sea generalizado y utilizado a escala industrial, hay sin embargo varios desafíos que necesitan ser previamente superados, incluyendo la baja eficiencia de los procesos y los altos costos asociados. Por lo tanto, en este trabajo, un prototipo de planta de producción de hidrógeno verde a partir de agua, usando radiación solar como fuente de energía primaria, fue diseñado, fabricado y testado. Más específicamente, el estado del arte relativo a la generación de hidrógeno verde basada en el uso de prototipos de planta de producción de hidrógeno fue inicialmente determinado. Seguidamente, el sistema de producción de hidrógeno a partir de agua, incluyendo el sistema PV, fue dimensionado. Luego, el prototipo de planta de producción de hidrógeno diseñado fue fabricado, ensamblado y testado. Finalmente, el referido prototipo de planta fue usado para caracterizar experimentalmente los sistemas electrolíticos utilizados, y para demostrar, vía la producción de hidrógeno verde, la factibilidad de producir energía limpia de manera eficiente. En particular, después de dimensionar los principales sistemas del prototipo de planta, este fue fabricado, ensamblado y testado. En particular, el sistema PV usado en la planta tiene una capacidad de producción eléctrica fotovoltaica equivalente a 1.32 kWp con un área de 7.76 m2 para cuatro (4) paneles fotovoltaicos conectados en paralelo. Asimismo, el sistema electrolítico de producción de hidrógeno, con objetivo de producción de 100 gramos por día, es modular y permite el uso de dos tipos de electrolizadores, PEM (proton exchange membrane) y alcalino. Los rangos de voltaje y corriente son, respectivamente, 18 V + 20% y 36 A para el primero, y 17 V + 20% y 23 A para el segundo. Una vez desarrollado el prototipo de planta de producción de hidrógeno, este fue inicialmente usado para caracterizar experimentalmente los sistemas electrolíticos utilizados. En particular, para las dos tecnologías de electrolizadores utilizadas aquí, PEM y alcalino, curvas características I-V (corriente-voltaje) fueron determinadas. La caracterización inicial de los sistemas electrolíticos permitió también identificar tanto la tecnología de electrolizador (PEM) como las condiciones de operación del prototipo de planta a ser utilizadas en la producción de hidrógeno verde. Estas condiciones incluyen un flujo volumétrico de la sustancia electrolítica equivalente a 1 l/m y una temperatura de operación del electrolizador de 40 °C. Empleando dos tipos de acoplamiento entre sistemas fotovoltaicos (PV) y electrolíticos (EL), directo e indirecto, el prototipo de planta de producción de hidrógeno desarrollado en este trabajo fue finalmente utilizado para generar hidrógeno verde. Los principales resultados obtenidos indican que la ubicación del punto de operación del sistema PV influencia de forma significativa la eficiencia global de la planta. De esta forma, las pérdidas de energía en el transporte de esta (~19.04%) pueden reducirse instalando ambos sistemas, PV y EL, lo más cercano posible uno del otro. Finalmente, respecto a las eficiencias obtenidas tanto para el electrolizador como para el sistema PV, estas son relativamente bajas. Más específicamente, los valores de eficiencia global de la planta obtenidos para el caso del acoplamiento directo están entre el 1.5% y 2%, y para el acoplamiento indirecto entre 2% al 5%. Dentro de las posibles causas de estas bajas eficiencias está la operación de planta en condiciones reales no controladas, ubicación de las instalaciones, y niveles de irradiancia variable. Es esperado que la implementación a escala industrial de plantas de producción de hidrógeno verde como las discutidas en este trabajo reduzca el impacto de los sistemas de generación de energía tanto en la salud como en el medio ambiente.

En este trabajo de tesis se realiza una evaluación del desempeño del mecanismo de Licitaciones de Largo Plazo realizadas en el marco de la Ley 28832 “Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica” que permite identificar aspectos que podrían estar afectando la competencia por los contratos de largo plazo. Estos contratos se encuentran próximos a su vencimiento por lo que es necesario revaluar el diseño de las licitaciones de largo plazo en un contexto en el que el 60% de la energía producida en el Perú proviene de centrales hidroeléctricas y en el que las tecnologías que utilizan Energías Renovables No Convencionales (ERNC), como la solar fotovoltaica y eólica, deberían estar en condiciones de competir con las centrales convencionales sin barreras que limiten su ingreso al parque generador. Se han revisado las experiencias internacionales de Brasil y Chile, países en los cuales ha habido un fuerte ingreso de tecnologías ERNC con precios competitivos. En Chile a diferencia de Brasil estas tecnologías compiten sin ningún tipo de ayudas o subsidios. En mercados con un parque generador compuesto predominantemente por centrales hidroeléctricas, solar fotovoltaicas y eólicas, el pago por capacidad debería estar orientados a asegurar el suministro de energía firme en periodos de baja afluencia de agua y poca disponibilidad de irradiación solar fotovoltaica y viento mientras que la remuneración de potencia firme solo correspondería a aquellas centrales que contribuyen a cubrir la máxima demanda del sistema eléctrico, tales como las centrales térmicas que utilizan gas natural. En ese contexto y estando próximo el vencimiento de los Contratos de Suministro de las Licitaciones de Largo Plazo, se recomienda hacer ajustes en el mecanismo de licitaciones de modo que: • Los desajustes de la demanda sean cubiertos con las Licitaciones de Corto Plazo contempladas en la Ley 28832 en lugar de la suscripción de contratos bilaterales con tope en el Precio en Barra, esto permitirá incorporar las señales de escasez o abundancia del Mercado de Corto Plazo en las tarifas que pagan los usuarios regulados. • Se realicen ajustes en las licitaciones de largo plazo que promuevan el ingreso de centrales de generación que utilizan ERNC, como la solar fotovoltaica y eólica. Esta recomendación se realiza sobre la base de la experiencia registrada en Brasil y Chile en cuyas últimas licitaciones se ha tenido una participación importante de estas tecnologías con precios competitivos aun cuando su ingreso debe complementarse con una mayor cantidad de reservas operativas y servicios auxiliares y complementarios adicionales. Estos ajustes incluyen la responsabilidad del Regulador en la conducción e implementación de las licitaciones, la migración a un mecanismo de contratación de energía con potencia asociada por bloques horarios, la incorporación de las restricciones de las líneas de transmisión y la evaluación de la incidencia de la aplicación de las fórmulas de indexación en la adjudicación de las ofertas. / In this thesis, a performance evaluation of long-term auctions based on Law 28832 has been made in order to identify key aspects that could be affecting competition for long-term contracts. In Perú, where hydroelectric power plants supply the 60% of energy produced at The National Electric Power Interconnected (SEIN) and long-term contracts are about to expire, there is the need to reassess the design of these auctions in order to removing the barriers to market entry to the technology of non-conventional renewable energy sources, such as wind and solar photovoltaic. Brazil and Chile experiences have been reviewed with the goal to learn about auctions used to promote the entry of these technologies. In Chile, this technologies don´t have any kind of aids and subsidies. In electric markets with high levels of hydropower, solar photovoltaic and wind, the capacity payment for generators should remunerate the firm energy delivery to the electric system in stress condition when there is a lack of water, sun and wind; even though they need additional operational stocks and ancillary services. The payment of firm capacity will only be for generators that contribute to cover the maximum demand of the interconnected electric system, such as natural gas thermal plants and others with diesel and carbon when they are required. Taking into account that contracts are about to expire, the following recommendations are made. The mismatch of electric demand should be covered with short-term auctions based on Law 28832 instead of signing bilateral contracts with cap on the Base Price. • Make some adjustments in the bidding mechanism to remove entry barriers for nonconventional renewable energy sources. These adjustments include the responsibility of the Regulator for management the auctions, moving to contract blocks of energy with power associated, adding the restrictions of transmission lines and the evaluation of the effect of indexing formulas in the allocation mechanism.

Del conjunto de retos técnicos y económicos que crea la introducción masiva aleatoria de GD en el sistema eléctrico de potencia, surge la motivación central de la presente tesis que es estudiar y contribuir al conocimiento del impacto de esta tecnología en la seguridad, fiabilidad y calidad del suministro eléctrico de los sistemas de distribución. La estructura operativa de los sistemas de distribución ha sido diseñada para que reciban potencia en alta tensión (AT) y la suministren a los consumidores en baja tensión (BT) todo ello sobre unos principios de economía, fiabilidad, seguridad y calidad de suministro. En esta estructura, la generación es instantáneamente ajustada de acuerdo con la demanda. La introducción de DG en el sistema de distribución puede impactar de forma importante en los flujos de potencia y en los niveles del voltaje en los consumidores, dando lugar a importantes problemas técnicos que deben ser considerados cuando realizamos estas conexiones. Por tanto es importante considerar que en la introducción aleatoria de la GD en los sistemas de distribución, además del beneficio económico se debe asegurar la fiabilidad, seguridad y calidad de suministro en el sistema de distribución, el cual debe cumplir las restricciones técnicas de los criterios operativos. Puesto que en un mercado competitivo existen distintos propietarios de GD y además en algunas de ellas su fuente primaria de energía es variable, como es el caso de la energía eólica o solar, no existe garantía de que se cumplan los criterios operativos mencionados. Por todo ello, el objetivo de la presente tesis ha sido el desarrollo de modelos que permiten determinar en todo instante la energía eléctrica que producen distintas plantas de generación distribuida (parques eólicos y plantas de cogeneración) y de esta forma poder evaluar en diferentes escenarios el impacto que supone la introducción masiva aleatoria de GD en el sistema de distribución, por una parte, con respecto a la operación del / Segura Heras, I. (2005). Evaluación del impacto de la generación distribuida en sistemas de distribución primaria de energía eléctrica [Tesis doctoral]. Universitat Politècnica de València. https://doi.org/10.4995/Thesis/10251/1894