ANOTACIONES DE UNA HISTORIA DEL GAS NATURAL EN EL PERU

Un Estudio de los años 90 de la empresa Petróleos del Perú, denominado Proyecto Integral de Desarrollo del Gas de Camisea, nos refería en su segundo párrafo de su Presentación, que “el proyecto Gas Camisea representa la obra de infraestructura energética más importante que desarrollará el Perú en los próximos años”. Entendemos ello porque se trata, hasta ahora, de un proyecto que busca integrar la vida económica de las regiones, dado que obviamente Lima no es Perú; claro por los efectos del centralismo, tiene el potencial idóneo de demanda importante para lograr los equilibrios financieros; creemos que esto lo debió definir una adecuada planificación integral, aún no es tarde en positivo. Pero en estos tiempos (siglo XXI, año 2020), más importante es esclarecer conceptos, ellos son fundamentales para, conjuntamente con una visión de una política energética definida (saber lo que se quiere), y otros, se tomen las decisiones adecuadas.

Solo como una anécdota, que puede ser histórica, podemos parafrasear algunas de las conclusiones de su Capítulo III referido al Estudio de Mercado, que indicaba, “inicialmente la zona central del país y la macro región sur aparecen como las primeras áreas del territorio nacional que contarían con este recurso”, “la demanda para el período después del año 2000, por ejemplo el año 2010 – incluyendo los ramales sobre la costa norte y sur y una posible industria petroquímica – se estima en alrededor de los 525 MMPCD. Esta sería la capacidad máxima del gasoducto central (ver Gráfico 10)”, “(…) una política de generación basada en la construcción de centrales térmicas a gas, significará un ahorra muy importante de inversiones, frente a la opción tradicional de generación hidroeléctrica”, “se estima que el gas satisfacer cerca del 75% de los requerimientos de combustible industrial en la zona central del Perú”, entre otras. En otra oportunidad evaluaremos lo vital de contar con una política energética y cuan importantes son los escenarios previstos de largo plazo; por ahora algunas conclusiones nos recuerdan como hemos venido evolucionado desde la década de los 80 y que decisiones se tomaron, así como insistir en darle un verdadero valor al análisis de la demanda energética, por su relevante trascendencia.

Pero en esta oportunidad, trataremos de analizar algunos de los muchos detalles que engloban los conceptos de costos variables y costos fijos, atribuibles al Gas Natural (GN).

Y es que, hace algunos años atrás, referíamos que todos los mercados eléctricos, requieren adaptaciones normativas y regulatorias que permitan continuar su evolución cumpliendo sus objetivos, a partir de sus características intrínsecas, de mercado (sobre todo si el tamaño de estos es bastante reducido, por las implicancias que traen los mercados imperfectos), así como sumándose a la política o directrices energéticas de un país. Estos cambios pueden estar originados en razones tecnológicas o comerciales que permiten a los actores realizar nuevas prácticas de negocios. Así mismo, estos cambios pueden ser graduales por los impactos relevantes para el funcionamiento del sistema.

Gráfico N° 1

Fuente: Estudio de la empresa Petróleos del Perú, “Proyecto Integral de Desarrollo del Gas de Camisea”

El sistema eléctrico del Perú no es ajeno a estos cambios, considerando que a la fecha está (o no se sabe aún) vigente la disposición de la declaración de precios para el GN a través del DS 016-2000-EM. Los antecedentes para ello son ampliamente conocidos, y recaen en la integración vertical de aquellas épocas del actor Maple Gas.

Recordemos que, en el Perú, el incremento de la capacidad de generación se ha venido haciendo básicamente con generación en base a GN, recurso que no es renovable y que produce, aunque en menor medida que el diésel, GEI. Ahora, no es novedad mencionar que Perú tiene gran potencial hidroeléctrico, eólico y solar; y que, el desarrollo de centrales hidroeléctricas de envergadura requiere tiempos prolongados para su desarrollo, a diferencia de la generación no convencional.

Hace unas semanas, la Sala de Derecho Constitucional y Social Permanente de la Corte Suprema de Justicia de Lima, resolvió una Acción Popular mediante la Sentencia 28315 - 2019 LIMA, cuya Decisión se cita a continuación:

XII. DECISIÓN

Por estos fundamentos; REVOCARON la sentencia apelada de fecha dos de julio de dos mil diecinueve, obrante a fojas doscientos ochenta y tres, que declaró infundada la demanda de acción popular interpuesta por Luz del Sur Sociedad Anónima Abierta contra el Ministerio de Energía y Minas; y reformándola la declararon FUNDADA dicha demanda, en consecuencia, NULO el Decreto Supremo 043-2017-EM, de fecha veintiocho de diciembre de dos mil diecisiete, que modificó el artículo 5, del Decreto Supremo 016-2000-EM; y se ordena que el Estado cumpla con regular de conformidad con el Decreto Supremo 039-2017-EM;

DISPUSIERON la publicación de la presente resolución en el diario oficial “El Peruano” conforme a ley; en los seguidos por Luz del Sur Sociedad Anónima Abierta contra el Ministerio de Energía y Minas, sobre Acción Popular.

ANTECEDENTES

En el SEIN la inserción de tecnología distinta a las centrales hidroeléctricas y termoeléctricas operando con diésel, empezó con énfasis en 1996 con la incorporación de las unidades de la central térmica de Malacas para su operación con GN, continuó en este rumbo la central térmica de Aguaytía en 1997.

Con la llegada del GN en el 2004, proveniente de Camisea, a la fecha se han instalado algo más de 3000 MW entre ciclos combinados y simples en la provincia de Chilca, usando como combustible el GN. A partir de allí, la configuración de la matriz de generación eléctrica cambió de predominantemente hidráulica a un mix hidrotérmico, con tendencia a predominancia térmica. La incorporación de centrales no convencionales a partir del año 2010 es incipiente. Así mismo, la reducción de la operación de la única central que opera con carbón y el uso de diésel en algunas otras se ha visto reducida significativamente.

Gráfico N° 2

Fuente: Elaboración Propia

Por otro lado, de acuerdo a lo establecido en el inciso c) del artículo 124° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (RLCE), deben considerarse los precios del mercado interno para la determinación de los precios de los combustibles.

Asimismo, en el Artículo Único de la RD 038-98-EM/DGE se dispuso, que mientras no exista un verdadero mercado interno del GN, el precio de dicho combustible, para la fijación de la tarifa en barra sería establecido por la Comisión de Tarifas Eléctricas (hoy GRT del OSINERGMIN), cabría indicar al respecto que ahora existe un mercado de GN más desarrollado.

Así, el 14.09.2000, fue publicado en el Diario Oficial El Peruano el DS 016-2000-EM, que estableció reglas para las centrales termoeléctricas que utilicen GN como combustible, cuya explotación se derive de contratos de licencia o servicios adjudicados según el Texto Único Ordenado de las Normas con Rango de Ley que regulan la entrega en concesión al sector privado de las obras públicas de infraestructura y servicios públicos, aprobado por DS 059-96-PCM y sus normas complementarias (artículo 8). La exposición de motivos del referido DS, expresa los siguientes considerandos:

Que, de acuerdo al proceso de promoción del desarrollo de la industria del gas natural, se prevé que existirá un mercado interno donde existan precios máximos del gas y tarifas máximas por los servicios de transporte y distribución de gas natural;

Que, en el caso del gas natural dicho precio máximo proviene de los contratos y de la regulación de los servicios de transporte y distribución;

Que, en este sentido es conveniente establecer para el caso de las centrales termoeléctricas que utilizan gas natural como combustible, los requisitos que deben cumplirse en la información relativa a precios de dicho combustible y demás costos variables, de tal forma que fomente la competencia, pero no superando el precio máximo definido en los contratos respectivos;

Que, a efecto de determinar el precio en barra de la energía, según lo establece el Artículo 124° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, es necesario que la Comisión de Tarifas de Energía defina el precio máximo del gas natural utilizado en los modelos tarifarios, según las reglas definidas en el presente dispositivo;

Que, mediante Resolución Directoral Nº 011-2000-EM/DGE se dictaron las disposiciones referidas a la declaración del precio del gas natural utilizado como combustible por centrales termoeléctricas a que se hace referencia en los considerandos que anteceden;

Asimismo, el DS 016-2000-EM en su artículo 5° ([1]) estableció:

“Para efectos de lo dispuesto en el artículo 99° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM, tratándose de entidades de generación que utilicen gas natural como combustible, la información a presentar por sus titulares consistirá en un precio único del gas natural puesto en el punto de entrega de cada central de generación, una fórmula de reajuste y la información relativa a la calidad del combustible.

El precio único considerará los costos de suministro, transporte y distribución de gas natural, según corresponda” (…).

El 07.06.2017, luego de 11 años, mediante DS 019-2017-EM, se estableció la declaración de precios, señalando que la primera presentación se realiza el último día hábil de la primera quincena del mes de noviembre, estando vigente para el periodo de avenida (desde el 1 de diciembre hasta el 31 de mayo del siguiente año). La segunda presentación se realiza el último día hábil de la primera quincena del mes de mayo, estando vigente para el periodo de estiaje (desde el 1 de junio hasta el 30 de noviembre). Establece asimismo lo siguiente:

DISPOSICIÓN COMPLEMENTARIA TRANSITORIA ÚNICA.- Primera declaración La primera declaración se realiza el día 23 de junio de 2017, estando vigente para el periodo comprendido entre el 1 de julio hasta el 30 de noviembre de 2017.

El 14.11.2017, por DS 039-2017-EM, se suspendió hasta el 31.12.2017, la aplicación del numeral 5.2 del artículo 5 del DS 016-2000-EM y normas modificatorias (modificado por el DS 019-2017-EM); es decir, suspende la declaración de precios prevista a realizarse el último día hábil de la primera quincena del mes de noviembre 2017. Establece así mismo, lo siguiente:

DISPOSICIÓN COMPLEMENTARIA TRANSITORIA ÚNICA.- La declaración del precio único de gas natural realizada el 23 de junio de 2017 por las Generadoras Integrantes del COES, al amparo del Decreto Supremo N° 019-2017-EM, se mantendrá vigente hasta el 31 de diciembre del 2017.

El 28.12.2017 se promulgó el DS 043-2017, el cual mantiene la declaración de precios, pero estableciendo un precio mínimo del GN para el Generador, según la fórmula establecida siguiente:

Donde:

PMGNi   : Precio mínimo de gas natural para el Generador “i” (USD/MMBTU)

CDCi         : Cantidad diaria contractual del Generador “i” (MMPCD)

Pefij         : Potencia Efectiva de la unidad de generación “j” utilizando gas natural, determinada conforme al Procedimiento Técnico del COES N° 18 (o el que lo sustituya), perteneciente al Generador “i” (kW).

CeCij        : Consumo especifico de calor de la Unidad de Generación “i” (convertido en MPC/MWh)

TOP          : Porcentaje del consumo diario contratado sujeto a la condición “Take or Pay” o cualquier otra denominación estipulada en el respectivo contrato de suministro, que el generador está obligado a pagar independientemente de su consumo efectivo (%).

PSG          : Es el precio de suministro de gas natural (no incluye transporte y distribución) aplicable según el respectivo contrato de suministro de gas natural, incluidos los descuentos aplicables.

A partir de la vigencia del DS 043-2017 los precios declarados de GN, fueron acotados por el precio mínimo determinados por la referida fórmula.

Por otro lado, y recientemente, la Sentencia de Acción Popular declaró nulo el DS 043-2017-EM (DS-043) y ordena que el Estado cumpla con regular de conformidad con el DS 039-2017-EM (DS-039).

Pero el DS-039 sólo suspende la declaración de precios hasta el 31 de diciembre de 2017, y por lo tanto, ya no se realizó la declaración de precios prevista a realizarse el último día hábil de la primera quincena del mes de noviembre 2017. El DS-039 también dispuso que la declaración del precio único de gas natural realizada el 23 de junio de 2017 por las Generadoras Integrantes del COES, al amparo del DS 019-2017-EM, se mantenga vigente hasta el 31 de diciembre del 2017.

Sólo en los considerandos del DS-039 se indica que las centrales que utilizan el gas natural, han venido declarando costos bajos, en algunos casos cercanos a cero, ocasionando que el precio del Mercado de Corto Plazo esté en niveles por debajo de los costos reales de generación, y se distorsione la señal de precios. También en los considerandos se indica que con la finalidad de evitar que la próxima declaración del precio único de gas natural que realicen las Generadoras Integrantes del COES (primera quincena de noviembre 2017) impacte en los Costos Marginales de Corto Plazo durante el siguiente semestre, resulta necesario suspender el proceso de declaración del precio único de gas natural al que hace referencia el artículo 5.2 del DS 016-2000-EM, hasta que el Ministerio de Energía y Minas apruebe en un plazo perentorio las nuevas disposiciones normativas para la declaración de precios de combustibles de centrales termoeléctricas que utilizan gas natural.

Efectivamente, como se señaló anteriormente, el 28 de diciembre de 2017 se publicó el DS-043, pero este ha sido declarado nulo por la Sala de Derecho Constitucional y Social Permanente de la Corte Suprema de Justicia. La Sentencia de Acción Popular ordena que el Estado cumpla con regular de conformidad con el DS 039-2017-EM; pero dicho DS suspendió la declaración de precios, y según sus considerandos, hasta que el Ministerio de Energía y Minas apruebe en un plazo perentorio las nuevas disposiciones normativas para la declaración de precios de combustibles de centrales termoeléctricas que utilizan gas natural, que es lo que precisamente se hizo con el DS-043 (declarado nulo), que mantuvo la declaración de precios pero con un precio mínimo de gas natural para el Generador.

Finalmente, la RM 312-2020-MINEM/DM, ha dispuesto en su artículo 1 la publicación del proyecto de “Decreto Supremo que establece disposiciones para la determinación del precio del gas natural para generación eléctrica”, así como de su Exposición de Motivos.

En la Exposición de Motivos se señala que en el artículo 5 del DS-016-2000-EM se consignó una excepción a la regla contenida en el artículo 99 del RLCE, introduciendo la declaración de precios. El citado artículo 99 señala:

Artículo 99.- La información relativa a precios y la calidad de combustible en centrales termoeléctricas para los primeros doce meses de planificación, será proporcionada a la Dirección de Operaciones por los titulares de las entidades de generación, acompañados de un informe sustentatorio de los valores entregados. 

La Dirección de Operaciones respetará la información alcanzada para un período mínimo de dos meses. Cualquier modificación de la misma, que solicite un integrante, dentro del lapso indicado, requerirá del acuerdo de los demás integrantes. 

La información para el resto del período de planificación será elaborada por la Dirección de Operaciones

También se señala, que habiendo sido declarado nulo el DS-043, la política regulatoria que se encuentra vigente a nivel reglamentario es el régimen de reporte de precios de combustibles con informe sustentatorio, contemplada en el artículo 99 del RLCE.

Basado en dichos argumentos, el proyecto de DS dispone que para efectos de la aplicación del artículo 99 del RLCE, el COES presente proyectos de modificación de procedimientos técnicos sobre precio y calidad de gas natural, y que corresponde al Osinergmin la aprobación de dichos procedimientos, como se puede apreciar en el referido proyecto de DS.

DIAGNÓSTICO Y ANÁLISIS

Las condiciones del mercado interno de GN en la época de la dación del DS 016-2000-EM, eran apreciablemente distintas a las condiciones actuales; tal es así, que las únicas centrales que consumían GN eran las de Aguaytía y Malacas; la primera con un solo suministrador de GN integrada a la propia empresa Aguaytía y; la segunda, con cuatro suministradores de GN independientes. En aquella época se empezó a evaluar las consideraciones que debían cumplir los contratos de take or pay.

Por otro lado, de acuerdo con la normativa vigente, el despacho de las centrales de generación se efectúa según lo dispuesto por el artículo 95° del RLCE, que señala:

La programación a que se refieren los Artículos 93° y 94° derivará de estudios de planificación de la operación que, preservando la seguridad y calidad de servicio del sistema, lleve a minimizar los costos de operación y de racionamiento, para el conjunto de instalaciones del sistema interconectado, con independencia de la propiedad de dichas instalaciones.

Los costos de la operación, son determinados a partir de los precios de los combustibles en el caso de las unidades térmicas. Los precios de los combustibles y, por lo tanto, los costos variables de las unidades de generación que los utilizan, reflejan la disponibilidad (o escasez) de estos, siendo los hidrocarburos líquidos (recursos no renovables) los que tienen mayor precio que los restantes; en este orden de ideas, el GN es un recurso energético también no renovable y de disponibilidad limitada, por lo tanto, su precio debe reflejar su real valor y limitada disponibilidad.

Cabe resaltar, que la Ley 28832 establece en su numeral 12.1° lo siguiente:

El COES tiene por finalidad coordinar la operación de corto, mediano y largo plazo del SEIN al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema, el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, así como planificar el desarrollo de la transmisión del SEIN y administrar el Mercado de Corto Plazo.

Es decir, el COES en la coordinación de la operación (despacho de la generación) no solo debe minimizar el costo de operación, también debe considerar el mejor aprovechamiento de los recursos naturales en un contexto de corto y mediano plazo.

Por ello, el presente análisis se enfoca en el uso eficiente del GN de Camisea, debido a su relevancia como fuente primaria, que se destina a la producción de energía eléctrica en el SEIN.

En este sentido, conforme a lo establecido por la normativa, la programación de la operación debe minimizar el costo de operación para un horizonte de tiempo dado. En una forma muy simple, la función objetivo se puede formular mediante la siguiente expresión:

Donde:

CVij       : costo variable (combustible + no combustible) de unidad i en periodo “j”.

Egij        : energía generada por unidad i en el periodo “j”.

CR         : costo de racionamiento.

Er           : energía racionada.

U           : número de unidades de generación.

N           : número de periodos considerados (horizonte de tiempo).

En el caso de las unidades que utilizan petróleo (diésel o residual) y carbón, los precios de dichos combustibles son sustentados con facturas; es decir, corresponden a precios reales y son auditables. En el caso del GN, los precios utilizados son resultado de una declaración de precios anual o Precio Único (hasta junio 2018, en que se aplica el DS N° 043-2017-EM), que no necesariamente guardan relación con los precios que las generadoras pagan por este combustible (producción y transporte), pudiendo estos últimos reflejar sus políticas comerciales.

La programación de la operación tiene entonces como objetivo minimizar el costo de operación, basado en considerar los costos variables de las unidades de generación, lo que debe significar la utilización (despacho) de las unidades de menor costo variable. Si los titulares de las unidades que utilizan GN declaran el precio de este combustible a su discreción, el costo variable de las mismas, ya no representa su verdadero valor de producción.

Así, se aprecia que con la aplicación del DS 043-2017-EM los costos variables de las unidades de generación reflejan, de mejor manera, el consumo especifico de estas unidades, es decir, los ciclos combinados resultan con menores costos variables y las unidades de ciclo simple con mayores costos, lo cual da como resultado en el despacho un mejor aprovechamiento del recurso energético (GN). A continuación, se muestra los costos variables de las unidades de generación que utilizan GN del 2014 al 2019 (al 1° de julio de cada año).

Gráfico N° 3

Cuadro N° 1

Pareciera entonces que la última medida respecto a este tema, ha brindado “cierta racionalidad de uso” del GN a través de las declaraciones; situación que mejora el desempeño que, como ejemplo, se tuvo en el 2013. Se puede apreciar a continuación, por ejemplo, que el titular de las unidades turbo gas de la CT Pisco, desde que ingresó a operar con GN, vino declarando precios del GN muy bajos, 0.8 US$/MMBTU en el 2012 y precio cero US$/MMBTU en el 2013; como resultado, los costos variables de estas unidades resultaron inferiores al costo variable de las unidades de ciclo combinado, a pesar de que el consumo especifico (BTU/kWh) de las unidades turbo gas, fue superior al de unidades de ciclo combinado. Así mismo, se muestra que los costos variables de las unidades de generación, y su correspondiente curva de consumos específicos, no guardaban coherencia entre sí.

Gráfico N° 4

Gráfico N° 5

Se aprecia a continuación, que algunas unidades turbo gas, cuyo consumo específico es mayor que los ciclos combinados, tienen costos variables inferiores que unidades de generación más eficientes, incluso que las unidades de generación de ciclo combinado.

Gráfico N° 6

Para demostrar como los precios declarados ocasiona que unidades de generación menos eficientes, resulten siendo despachadas en virtud de sus costos discrecionalmente declarados, se presenta el siguiente cuadro que muestra el factor de planta de las unidades que usan GN de Camisea. Se aprecia, a modo de ejemplo, los registros correspondientes al mes agosto de 2013 (resaltado en amarillo los factores de planta mayores a 0.9 y en gris los menores a 0.2).

Cuadro N° 2

Fuente: Elaboración Propia

Nota: Ventanilla (TV) estuvo en mantenimiento mayor en los primeros días de mes y la unidad TG3 del 12 al 21.

Se puede observar, que las unidades turbo gas de ciclo simple de la CT Pisco operaron a plena carga la mayor parte del mes, mientras que el ciclo combinado CT Kallpa operó con un factor de planta inferior la mayor parte del tiempo. Cuando un ciclo combinado opera debajo de su potencia de diseño, su consumo especifico se incrementa; por lo tanto, por efecto del bajo costo de producción (costo variable) discrecional de algunas unidades turbo gas, las unidades de ciclo combinado no llegan a operar a plena carga, incrementándose su consumo específico, con lo cual resulta, además, que se incrementa la emisión de CO2, así como los costos de operación del sistema en conjunto.

Al respecto, se estimó la emisión de CO2, para notar su impacto en la emisión de GEI, producida por la combustión del GN para generación de electricidad, considerando un factor de emisión de 0.12 lb CO2/PC de GN. Se aprecia que, por cada kWh, la unidad turbo gas de ciclo simple (p.e., la unidad TG8 de la CT Santa Rosa) emite 43.5% más CO2 en comparación de la emisión de una unidad ciclo combinado (p.e., la unidad TG3 del ciclo combinado de la CT Ventanilla), en el caso otras unidades turbo gas de ciclo simple (como las unidades de la CT Pisco) esta emisión puede exceder el 75%. Los resultados se muestran a continuación.

Cuadro N° 3

En el gráfico siguiente se puede observar el impacto de la aplicación del DS 043-2017, por efecto de la modificación de los precios de GN, en relación a como venía operando la CT Pisco (ciclo simple). Esta central prácticamente disminuye su operación a partir del 15.01.2018, y finalmente deja de operar en el mes marzo de 2019, pudiéndose observar que mientras se le permitió declarar un precio nulo (o cero) esta planta produjo energía a pesar de que su consumo especifico (aproximadamente 12500 kJ/kWh es casi el doble de un ciclo combinado). Se observa que, si se sinceran los precios de GN, los costos variables de las plantas térmicas reflejarían esta situación y se posibilitaría que las centrales más eficientes (de menor consumo especifico) sean las más requeridas.

Gráfico N° 7

REFLEXIONES FINALES

Estas anotaciones de una historia del GN en el Perú, se resume en lo siguiente:

La declaración de precios de GN que se utiliza en la programación de la operación, no brinda la señal adecuada para el uso óptimo de los recursos energéticos; esto significa, que a igual tipo de combustible las unidades térmicas de menor consumo específico (kJ/kWh) son utilizadas (despachadas) para cubrir la demanda del sistema eléctrico; entendiéndose entonces como uso óptimo, la maximización de la conversión del combustible primario en energía eléctrica. También cabría comentar, que los costos variables de producción, no estarían reflejando la real eficiencia energética de las unidades de generación.

La medida de establecer un precio mínimo al GN basada en una expresión matemática que considera el consumo especifico de las unidades térmicas, no constituye una solución a esta problemática, pero ha evidenciado al menos (es un caso específico) que el precio mejoró el desempeño del SEIN, pues con su aplicación no se tienen (o tuvieron) casos en los que las unidades TG de ciclo simple sean despachadas antes que los ciclos combinados.

Resulta conveniente para los intereses nacionales, dar señales claras de inversión para el desarrollo de ciclos combinados más eficientes, y aun cuando el DS 043-2017-EM ha permitido que los precios declarados estén acotados, permitiendo que los costos variables resultantes representen de mejor forma la eficiencia energética de las unidades de generación. Por ello sería necesario modificar la normativa, para que los precios del GN sean los precios que se pagan al productor y transportista, y no se constituya en una declaración de precios (irreales), discrecional para el uso de un recurso no renovable como es el GN.

El GN siendo un recurso no renovable y de disponibilidad limitada, cuyo transporte requiere de cuantiosas inversiones, no debe ser utilizado ineficientemente por unidades de generación con una baja relación de conversión energética.

Todos los sistemas regulatorios, incluidos los mercados eléctricos, requieren adaptaciones normativas que permitan continuar cumpliendo los objetivos de partida cuando se producen cambios importantes en el mercado.

[3] Última modificación por el Artículo 1 del DS N° 014-2006-EM, publicado el 23 febrero 2006.