USO EFICIENTE DEL GAS NATURAL

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, 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.

El sistema eléctrico del Perú no es ajeno a estos cambios, considerando que a la fecha está vigente la disposición de la declaración de precios para el Gas Natural (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.

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, 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.

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.

En artículo único, la RD 038-98-EM/DGE dispuso que mientras no exista un verdadero mercado interno del GN, el precio de dicho combustible, para la fijación de la tarifa en barra seria establecido por la Comisión de Tarifas Eléctricas (hoy GRT).

El 14.09.2000, fue publicado en el Diario Oficial El Peruano el DS 016-2000-EM, el cual estableció las 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 Decreto Supremo, 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” (…). 

En diciembre de 2017, luego de 11 años, se promulgó el DS 043-2017, el cual estableció un precio mínimo al precio del GN, 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 Generacion “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, han sido acotados por el precio mínimo determinados por la referida fórmula.

Coyuntura y valor real

Las condiciones del mercado interno de GN en la época que de 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 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.

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.

Minimización del Costo de Operación

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 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).

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.

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.

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 muestra, 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).

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

Se puede apreciar, 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.

Reflexiones finales

La declaración de precios de GN utilizados en la programación de la operación, no fomenta la eficiencia desde el punto de vista del uso óptimo de recursos energéticos, entendido como uso óptimo la maximización de la conversión del combustible primario en energía eléctrica, ya que los costos variables de producción, no reflejan la real eficiencia energética de las unidades de generación.

La última medida respecto a este tema, pareciera que ha brindado cierta “racionalidad de uso” para el GN a través de las declaraciones, situación que mejora el desempeño del uso del GN.

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.

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