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10 agosto, 2013

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Perú: Problemática de la Congestión del Ducto de Gas de Camisea y su Impacto en la Operación del SEIN

Resumen: Este artículo describe las condiciones y restricciones de disponibilidad de gas en el año 2008, la problemática de congestión en el ducto de gas de Camisea, las medidas normativas que se implementaron y muestra cómo las limitaciones del mercado del gas natural del Perú impactaron en el mercado eléctrico y en la operación en tiempo real.

 

peru-congestion-gasoducto-impacto-sein

 

INTRODUCCIÓN

El estiaje del 2008 fue complejo y crítico con respecto a la operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) del Perú. Con disponibilidad hídrica baja y con un crecimiento económico anual del orden del 8.6% reflejado en un crecimiento anual similar de la demanda eléctrica de 8.5% que superó las expectativas proyectadas de planificación, la operación del SEIN presentó una restricción técnica adicional: la congestión del ducto de gas de Camisea, el cual suministraba el gas al complejo térmico de Chilca y Lima con 1220 MW de capacidad y que para ese momento, despachaban alrededor del 30% de la producción de electricidad del país.

 

SITUACIÓN DEL SEIN EN EL AÑO 2008

Las centrales térmicas que dependían de la disponibilidad del gas de Camisea en el mercado eran: la central térmica (CT) Chilca de ENERSUR (dos unidades de ciclo simple de 170 MW cada una), CT Kallpa de KALLPA GENERACIÓN (una unidad de ciclo simple de 180 MW), CT Ventanilla de EDEGEL (dos turbinas de gas y una de vapor conformando un ciclo combinado de 480 MW) y CT Santa Rosa de EDEGEL (tres unidades conformando 220 MW convertidas a operación dual con diesel y gas).

 

Durante la época de estiaje del año, de junio a noviembre, disminuye la capacidad de producir energía con las centrales hidroeléctricas y por tanto el SEIN depende principalmente de las centrales térmicas disponibles. La matriz de las centrales térmicas, para ese momento, se distribuía entre las que utilizan como combustibles el petróleo diesel, carbón y gas natural. Las estadísticas promedio de la operación de las centrales eléctricas en un día típico del estiaje del 2008 se pueden apreciar las figuras N° 1 y 2. De los cuadros se aprecia la producción del parque térmico que consume petróleo diesel durante las 24 horas de operación. Cabe resaltar además que, en los periodos de hora punta de 19:00 a 21:00 horas, se operaba sin márgenes de reserva rotante para RPF y RSF (reserva de respuesta rápida).

 

Figura N° 1: Estadística Diaria del día 16 de julio de 2008

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Fuente: COES SINAC

 

Figura N° 2: Producción de Energía por Tipo de Combustible del día 16 de julio de 2008

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Fuente: COES SINAC

 

El Comité de Operación Económica del Sistema (COES), operador del SEIN, realizaba el despacho económico recibiendo la oferta de disponibilidad de generación de cada central que forma parte del SEIN. Para las generadoras que utilizan el gas de Camisea, esta oferta estaba sujeta a los volúmenes de capacidad de gas contratados con la empresa Transportadora de Gas del Perú (TGP) y a la cantidad de suministro de gas contratado con el productor de gas, la empresa Pluspetrol.

 

En el estiaje del 2008, el SEIN requirió el uso de todas las unidades térmicas disponibles en el despacho. Las térmicas con mayor capacidad eran las del complejo de gas natural de Camisea. Sin embargo, al intentar operar todas las centrales de gas natural se evidenció que se requería una cantidad de gas natural que excedía la capacidad máxima de transporte del gaseoducto. La alta demanda de gas y la limitación del gaseoducto produjo una situación de déficit energético crítico: la menor disponibilidad de gas a las generadoras con importantes capacidades de producción en un periodo de alta demanda eléctrica por la mayor producción del sector industrial, consumidores también de este gas, entre otras restricciones del SEIN pusieron en riesgo al mercado eléctrico peruano por la insuficiente oferta de electricidad que incluso llevó a programar cortes de suministros de electricidad a diversos sectores de la industria.

 

CRECIMIENTO DE LA DEMANDA DE ELECTRICIDAD

Desde los primeros años de consumo masivo de electricidad, el crecimiento de la demanda eléctrica era austero y moderado basado principalmente en el incipiente crecimiento del sector minero e industrial. En la tabla N° 1 se muestra la evolución de la máxima demanda del SEIN. Los rangos de crecimiento de la máxima demanda desde el año 1998 hasta el 2003 estaba en promedio de 3.6 % al año. Ya en los años 2004 y 2005 el crecimiento de la máxima demanda se sostuvo en 5.6%. A partir del año 2006 se dio un crecimiento inesperado de la máxima demanda basada principalmente en el crecimiento del sector construcción, minero, cementeras, acerías y otras industrias, llegando en el 2007 a superar el 10% de la máxima demanda del año anterior. El año 2009 mostró una caída sustancial debido al impacto que generó la crisis económica mundial, y se repuso a partir del 2010.

 

Tabla N° 1: Evolución de la máxima demanda del SEIN periodo 1998-2011

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Fuente: MINEM

 

EL SISTEMA ELÉCTRICO PERUANO HASTA EL 2008

El SEIN estaba conformado por tres áreas operativas: el área Norte, el área Centro y el área Sur. Cada área operativa con excepción del Centro es deficitaria de generación y era abastecida desde el área Centro (caracterizada por focalizar la mayor oferta de generación) por líneas de interconexión y subestaciones de transformación que constantemente operaban en condición de congestión (transportando flujo de potencia en su límite operativo).

 

En el año 2008 el SEIN, de predominio radial, mostraba cierto grado de inestabilidad de potencia. Esta limitación se hacía evidente ante la ocurrencia de pequeños eventos o fallas que ponían en situación crítica la integridad del SEIN, que incluso conllevaron a apagones generalizados en algunas de sus áreas operativas. La mayor infraestructura eléctrica (centrales de generación, líneas de transmisión, etc.) instalada en los últimos años ha mejorado considerablemente esta situación al dar robustez (inercia) al SEIN.

 

MERCADO DEL GAS NATURAL HASTA EL 2008

En semejanza al mercado eléctrico, el mercado del gas natural también tiene la estructura productor-transportador-distribuidor. En el Perú, la empresa productora del circuito de Camisea es Pluspetrol, la empresa de transporte del gas es Transportadora de Gas del Perú TGP y la distribuidora es Calidda.

 

En el mercado del gas natural existen contratos de compra-venta entre el productor y los clientes y contratos de capacidad de transporte entre el transportador y los clientes. La masificación de uso del gas requería respaldo del Estado por estrategia de la política energética nacional, para incentivar su uso masivo interno.

 

Entre los incentivos del Estado se estableció una menor tarifa del gas para los generadores eléctricos con el objetivo de promover el uso del gas en el sector eléctrico (de US$ 1.0 MMBTU versus US$ 1.8 por MMBTU para los otros clientes). Esta tarifa era cobrada por Pluspetrol. La tarifa final de los clientes se determinaba por este precio del productor más la tarifa del transportador y la tarifa del distribuidor (en caso se utilizaran sus instalaciones).

 

Los contratos por capacidad de gas entre TGP y sus clientes eran de dos tipos: los Contratos de Suministro Firme principalmente con los grandes clientes industriales y los Contratos Interrumpibles con las generadoras de electricidad. La principal diferencia entre estos contratos era la disponibilidad prioritaria del gas para el sector industrial por comprar capacidades de transporte de gas definidas o “firmes” y la venta de excedentes, según la disponibilidad de capacidad restante en el ducto, a las generadoras cuya producción dependía del despacho económico elaborado por el COES.

 

El gaseoducto estuvo compuesto inicialmente por tres tramos de diferentes diámetros y capacidades de transporte: el de 32’’ de 1179 MMPCD (de Malvinas a Ayacucho), el de 24’’ de 427 MMPCD (de Ayacucho a Pisco) y el de 18’’de 300 MMPCD (de Pisco a Lurín). La capacidad del ducto final venía restringida por su tramo más angosto, es decir, 300 MMPCD. En el 2008 la disponibilidad de gas para generación eléctrica estuvo alrededor de los 185 MMPCD y la diferencia con respecto a la capacidad disponible tenía por finalidad satisfacer a los demás clientes de TGP.

 

Figura N° 3: Disposición de capacidad del ducto de gas de Camisea

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Fuente: Osinergmin

 

DESPACHO DE GENERACIÓN Y OPERACIÓN DEL SEIN

El despacho de generación de centrales está limitado a restricciones operativas que encarecen la operación del sistema eléctrico. Entre las más críticas se encuentran la congestión de las líneas de interconexión entre áreas, los límites de tensión y frecuencia, la indisponibilidad de generación y transmisión, la menor disponibilidad hídrica, la priorización del uso de aguas de desembalses de reservorios, lagunas y embalses estacionales y la congestión o indisponibilidad del gaseoducto de Camisea.

 

El COES realiza el despacho de centrales en función de la disponibilidad declarada por las generadoras y al orden de mérito de sus costos variables (CV). Un punto a resaltar es que bajo la normativa peruana, los CV para el caso de centrales a gas tienen carácter de declaración jurada, es decir, el orden de mérito de los CV no necesariamente reflejaba el orden de eficiencia de las centrales. En el orden de mérito se tenía unidades de gas de ciclo simple con CV menores que una unidad del ciclo combinado. La razón principal era que en la declaración anual de los CV de centrales a gas, algunas declararon costo cero del combustible para tener prioridad en el despacho. La lista de orden de mérito de un día típico se muestra en la Figura N° 4.

 

Figura N° 4: Lista de Costos Variables declarados de la Semana 27 del año 2008 en Horas de Máxima Demanda

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Fuente: COES SINAC

En el mercado eléctrico peruano, la operación de una central es remunerada considerando el CMg, que corresponde al mayor CV que se haya presentado entre todas las unidades que efectivamente operaron en cada instante de medición. Por tanto, el estar considerado en el despacho de generación y operar bajo condiciones de altos CMg era muy rentable para cualquier empresa. La evolución de los costos marginales se ven en la Figura N° 5.

 

Figura N° 5: Evolución de los costos marginales del mercado peruano

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Fuente: COES SINAC

 

Es importante saber además, que fuera del despacho económico, la CT Ventanilla jugaba un rol protagónico en la operación del SEIN en ese año y los anteriores. La operación de la CT Ventanilla, aparte de brindar 480 MW al Sistema (aproximadamente 10% de la potencia instalada total del SEIN) , sostenía los niveles de tensión del área Centro principalmente de las subestaciones eléctricas de Chavarría, Santa Rosa y Barsi en 220 kV y que concentran aproximadamente la mitad de la demanda eléctrica de Lima. Su desconexión por falla podía llevar a un colapso por pérdida de generación, y aun supliendo esta generación con otras unidades del SEIN, su indisponibilidad hacía crítica la recuperación de toda la carga de Lima por problemas de bajos niveles de tensión en las subestaciones de Lima y en el peor de los casos (en Hora Punta y bajo cierta criticidad del SEIN) una alta restricción de suministros en la capital.

 

CONGESTIÓN DEL DUCTO DE GAS DE CAMISEA

A partir del año 2007 la demanda de gas en el ducto se acercó a su capacidad de diseño en el tramo de Pisco a Lurín (18”) por el mayor consumo de gas de las industrias y las generadoras eléctricas.

 

Cuando el ducto de gas entró en operación, la mayoría de los contratos por capacidad eran interrumpibles debido a que el ducto no se utilizaba en niveles cercanos a su máxima capacidad y las generadoras eran los principales clientes con este tipo de contrato, pues su despacho depende del COES. Se esperaba que al operar el ducto cerca a su límite de operación, obligue al mercado de gas a contratar a suministro firme.

 

El transportador estaba obligado a ampliar la capacidad de transporte de gas cuando el crecimiento de la demanda lo requiriera. Pero TGP argumentaba que la ampliación del ducto procedía sólo cuando la capacidad contratada a firme supere la capacidad del ducto.

 

Al operar al límite de capacidad de transporte, el ducto de gas fue declarado en congestión. TGP inició la restricción de los volúmenes de suministro de gas a los generadores eléctricos por su tipo de contrato y en ciertos periodos de la operación de ese año se presentó déficit de oferta de electricidad en el mercado eléctrico por menor disponibilidad de generación térmica a gas.

 

ASPECTOS NORMATIVOS

Para revertir la situación de congestión del ducto de gas y altos costos marginales, el Estado emitió el Decreto Legislativo 1041 y la Duodécima Disposición Complementaria Final de la Ley N° 28832. Seguidamente se muestra un resumen de lo más trascedente de esta normatividad:

 

1.Decreto Legislativo 1041

  • Artículo 2° modifica la definición del cobro por Potencia Firme, indicando que sólo tendrán derecho a la remuneración de potencia firme aquellas que tengan asegurado el suministro continuo y permanente del combustible mediante contratos que lo garanticen o stock disponible.
  • Artículo 4° se habilita la redistribución de gas entre las generadoras y a falta de acuerdos, el COES coordinará con el transportista y productor, la redistribución del gas entre generadoras a efectos del despacho eficiente del SEIN. Se indica también que las generadoras perjudicadas recibirán una compensación por dichas reasignaciones las cuales deberán ser asumidas por las generadoras beneficiadas con la reasignación.
  • Artículo 5° se crea un incentivo para que las generadoras contraten el servicio a firme y se mejore la eficiencia en el uso de gas natural. Dicho incentivo se viabilizaría mediante un cargo en el peaje unitario que pagaría toda la demanda y se compensaría por la diferencia entre la capacidad contratada a firme menos lo consumido real, reconociéndoles en mayor grado a quienes tengan mayor eficiencia de producción.
  • Artículo 6° se crea una compensación a aquellas centrales a gas que adicionalmente tengan la capacidad de operar con otro tipo de combustible, dicha compensación sería pagada mediante un cargo en el peaje unitario que paga toda la demanda.

 

2.Duodécima Disposición Complementaria Final de la Ley N° 28832 congela los costos marginales de electricidad a una situación previa a la congestión del gasoducto y establece el mecanismo para recuperar los costos adicionales por la producción de electricidad con combustible alternativo.
Estas medidas legales mitigaron, de alguna manera, las imperfecciones del mercado eléctrico de ese momento, mediante la redistribución de gas para lograr la mayor cantidad de producción de energía operando primero las más eficientes e incentivaron la contratación de capacidad a firme mediante compensaciones e indicando la no remuneración por potencia en caso no tenga asegurado el suministro de su combustible.

 

La modificación a la ley N° 28832 estaba alterando los precios del mercado por intervención del Estado para no impactar en las tarifas de electricidad de todos los usuarios. En contraposición, sabemos que el costo marginal de generación es un indicador clave de los inversionistas para invertir en generación y el intervencionismo del Estado es visto como una mala señal por estos.

 

PROBLEMÁTICA DE LA OPERACIÓN CON LAS CENTRALES TÉRMICAS DE GAS DE CAMISEA

Mediante el DL 1041, el COES fue facultado para operar el SEIN no sólo minimizando el costo de la operación sino también considerando la eficiencia de las centrales térmicas de gas de Camisea. En situación de congestión del ducto de gas, se requería la operación de las unidades de generación más eficientes como los ciclos combinados antes que las unidades de operación de ciclo simple.

 

La situación de congestión era declarada por el COES cuando el volumen requerido por el despacho superaba el asignado por TGP a las generadoras. Esta situación requería de un nuevo despacho optimizando la operación de las centrales térmicas a gas más eficientes. En este caso, la CT Ventanilla, por ser la única central de ciclo combinado, tenía la preferencia en el despacho antes que las unidades de ciclo simple de las centrales Enersur, Kallpa y Santa Rosa a pesar de tener mayor costo variable.

 

Cuando no se presentaba la congestión en el ducto, el COES realizaba el despacho con los volúmenes de gas declarados por las generadoras que en ciertos casos no optimizaba el uso del gas. Si TGP contaba con mayor disponibilidad de gas en tiempo real para las generadoras, éstas lo declaraban inmediatamente al COES y éste realizaba un re-despacho en tiempo real con esta nueva disponibilidad, evaluando previamente si se presentaba o no la situación de congestión con este cambio.

 

En situación de congestión y para evitar el racionamiento de suministro de energía, se tuvo en cuenta la capacidad dual de algunas centrales, es decir, algunas centrales podían dejar de operar con gas natural para operar con combustible diesel y de esta forma ceder dicho gas a otra unidad más eficiente y que no tenga disponibilidad de gas nominado, así se logró obtener una mayor generación eléctrica.

 

Al tener menor disponibilidad de gas y por tanto menor oferta de centrales generadoras con gas natural, se operaba el SEIN con todas las unidades de petróleo disponibles las 24 horas del día durante varias semanas, tal como se muestra en la Figura N° 2. Aquí se presentó una segunda restricción pero de menor impacto: la falta de suministro de diesel de varias centrales para operar de base (24 horas al día) y la falta de capacidad de almacenamiento de diesel en sus instalaciones. La mayoría de estas centrales operaban esporádicamente como reserva fría y no estaban preparadas para este tipo de operación continua, tal como ocurría con la unidad TG7 de la CT Santa Rosa.

 

En este escenario se presentaron varias dificultades en la programación del despacho diario y en la operación en tiempo real que se describen a continuación.

 

1. La declaración del “Día Operativo” en la elaboración del despacho. El COES tenía definido, como día operativo, de 00:00 a 24:00 h y así elaboraba el despacho diario de generación, mientras que el día operativo de TGP (y en general de las empresas asociadas al mercado de los hidrocarburos) es de 06:00 h del día anterior a 06:00 h del día siguiente. Esto provocó confusión y reclamos en las empresas eléctricas que utilizaban el gas de Camisea respecto al despacho económico dispuesto por el COES, pues mientras la oferta de su suministrador de gas era de 06:00 h del día anterior a 06:00 horas del día siguiente el COES les pedía su disponibilidad de 00:00 a 24:00 horas del día siguiente.

 

2. El aspecto contractual de las generadoras con TGP y las compensaciones establecidas por el COES. Los contratos eran documentos entre partes privadas y la necesidad de redistribución del gas para que operen primero las más eficientes en situación de congestión del ducto, arrastraba a una controversia por la disponibilidad de capacidad de gas de TGP y sus clientes pactada en sus contratos privados.

 

Inicialmente el COES, en virtud a las facultades dadas por el DL 1041, determinó compensaciones para cubrir a las generadoras que se vieron perjudicadas por la reasignación de gas por aquellas que se vieron beneficiadas, básicamente determinadas como pérdidas de “costo de oportunidad” por no despachar, es decir, un esquema similar al lucro cesante por su participación en el mercado de corto plazo basado en la diferencia entre el CMg y el CV declarado por éstas. Los resultados generaron controversias con las generadoras pues reclamaban que los cálculos del COES no reflejaban sus verdaderos costos ni ganancias, debido a que el CV declarado por ellas tenía por función darles prioridad en el despacho y ahora estos CV declarados les causaban perjuicio por tener que compensar mayores ganancias no percibidas a algunas, que lo que debían haber obtenido de considerar CV reales.

 

Para superar este problema, las generadoras improvisaron un “pequeño mercado de venta de gas” entre ellas al precio fijado por sus contratos para no impactar significativamente sobre sus intereses y según el despacho ejecutado por el COES.

 

3. Control en tiempo real del consumo de gas de los clientes de TGP. TGP no mostraba tener, en tiempo real, el control directo del consumo de gas de sus clientes. Esto generaba variabilidad de la presión del gas. Muchas industrias así como las generadoras tienen límites de operación por niveles de presión del gas y deben disminuir carga o generación si estos niveles disminuyen peligrosamente. De este modo, era posible dejar a la buena voluntad del cliente acatar una orden del operador de TGP y los clientes podrían tomarse tiempos prudentes para obedecerlas.

 

4. Restricción de suministros y bajos perfiles de presión de gas. Sin embargo, la más crítica de las dificultades presentadas se dio cuando se declaraba déficit de oferta en la operación del SEIN, es decir, por indisponibilidad de una central importante, una línea de transmisión o alguna falla que restringiera generación; la demanda de energía superaba la oferta en tiempo real y se requería la restricción inmediata de carga.

 

El esquema de restricción de suministros del COES por déficit de oferta reduce en primer lugar las cargas de los usuarios libres y prioriza la atención de la demanda regulada (pública). Es decir, se restringe la carga en bloques a los usuarios libres (minas y sector industrial) y si se está frente a un colapso inminente del SEIN se restringe finalmente la carga de los clientes regulados suministrados por las distribuidoras.

 

El COES elaboraba el esquema de rechazo de carga y ordenaba a los usuarios libres a reducir su carga por déficit de generación eléctrica. Los usuarios libres bajaban su carga en tiempo real acatando la orden del COES. Entre estos usuarios se encontraban aquellos de consumo masivo de gas de Camisea y clientes de TGP que, al bajar carga, disminuían su consumo de gas. TGP, al tener mayor disponibilidad de gas por la restricción de carga de estos clientes, se lo otorgaba disponible a las generadoras en tiempo real, las cuales declaraban mayor disponibilidad de gas al COES. El COES elaboraba el re-despacho de centrales con esta mayor disponibilidad de gas y ordenaba subir la generación de las térmicas a gas para recuperar las cargas restringidas. Ante la mayor disponibilidad de generación en el SEIN, el COES daba autorización a los usuarios libres para recuperar su carga restringida. El mayor consumo de gas en tiempo real que no podía ser controlado por TGP inmediatamente, hacía caer los niveles de la presión del gas suministrado, efecto que era más crítico en los puntos más alejados de toma de gas entre los cuales se encontraba la CT Ventanilla.

 

Los bajos niveles de presión de gas amenazaban la desconexión por límite de operación de la CT Ventanilla y su ciclo combinado, la central más eficiente de gas y una de las más críticas del Sistema. Ante el inminente peligro de desconexión de la CT Ventanilla, Edegel bajaba su generación en tiempo real y el COES tenía que elaborar nuevamente un re-despacho con esta nueva restricción de generación parcial de Ventanilla, verificar nuevamente que se dé o no la situación de congestión y programar una nueva lista de restricción de suministros a los usuarios libres por déficit de oferta de la CT Ventanilla (recordemos que se operaba el SEIN sin márgenes de reserva).

 

Los usuarios libres (incluidos los de consumo de gas de TGP) volvían a bajar su carga y TGP encontraba, después de restablecerse los niveles de presión de gas, que contaba con mayor disponibilidad de gas para generación eléctrica en tiempo real y se lo daba disponible a las generadoras.
Mientras tanto, el COES no distinguía a que se debían las variabilidades de disponibilidad de gas de las generadoras y tampoco contaba con toda la información oficial de quiénes eran los usuarios libres que también eran clientes de TGP y viceversa; TGP desconocía las características y debilidades del despacho eléctrico y de la operación del SEIN y de cómo sus decisiones de disponibilidad de gas a sus clientes impactaban en la operación en tiempo real.

 

Esta crisis recién se superó con la ampliación de la capacidad del sistema de transporte de gas de TGP a fines del 2009. TGP amplió su capacidad de transmisión con la instalación de un ducto de 136 kilómetros de longitud y 24” de diámetro, paralelo al ducto existente de 18” ampliando la capacidad del ducto hasta 450 MMPCD.

 

EN RESUMEN Y PARA EL 2008:

  • Las limitaciones del mercado de gas natural impactaron en el mercado eléctrico de manera crítica en el Perú.
  • La situación de congestión del gaseoducto, los costos variables declarados por las generadoras y las nominaciones contractuales de gas repercutían en el despacho de generación haciendo que éste sea ineficiente.
  • El mercado eléctrico no tenía garantía total de suministro de gas para generación eléctrica.
  • La crítica situación del sector eléctrico motivó que se dictaran normas específicas para tratar de mitigar los problemas operativos.

 

CONCLUSIONES Y AGENDA PENDIENTE
Entre las principales conclusiones y puntos pendientes se puede decir:

  • Los generadores firmaron contratos a firme de suministro para garantizar su operación en el despacho del SEIN. Estos contratos garantizan las futuras ampliaciones de la red de transmisión del gas de Camisea. Pero, ante la creciente demanda de gas tanto de consumidores como por las generadoras, ¿esto es suficiente para descartar una nueva situación de congestión del gaseoducto?
  • La transportadora cobró por contratos firme (cuyos clientes industriales fueron restringidos por el COES) y contratos interrumpibles (por mayor demanda de las generadoras a gas).
  • Las generadoras cobraron por su energía entregada con CV declarados que no reflejaban sus verdaderos costos (costo de combustible cero) y con CMg altos. Se debería determinar las razones que motivaron a las generadoras a producir estas imperfecciones al mercado eléctrico. Ahora, ¿se ha implementado mecanismos para que esto no vuelva a ocurrir?
  • El transportador de gas debe alertar a los interesados (Osinergmin, MINEM, COES) sobre el nivel de crecimiento de la demanda de gas y los límites de capacidad disponibles y sus proyecciones futuras.
  • ¿Se podía prever esta situación hasta este nivel de detalle? Más aún siendo esta la primera instalación de gaseoducto en el Perú, ¿a quién le correspondía hacer la supervisión del cumplimiento de metas del gaseoducto y del planeamiento energético? ¿se contaba con la suficiente experticia en el desarrollo de estos proyectos en el Perú?
  • Sería oportuno evaluar cuál debe ser el nivel de comunicación entre el COES y el coordinador del transportador del gaseoducto TGP, incluyendo la evaluación de tener capacidad de monitoreo de ciertos parámetros de medición de gas tales como presión de gas en las puntos de medición de las centrales térmicas y de las grandes cargas industriales entre otros valores en tiempo real.
  • Se debe determinar con qué información suficiente debe contar el COES para tener un manejo amplio de la operación en tiempo real y del despacho de generación eléctrica. De la misma manera, las implicancias de las decisiones tomadas por TGP y otras empresas que puedan impactar en la operación en tiempo real del SEIN, deben estar claras para éstas (previamente deben entender el problema latente que se puede presentar) y deben ser consultadas con el COES.
  • Actualmente se ve otras imperfecciones del mercado eléctrico por la falta de gas garantizado para generación eléctrica de las centrales futuras y para algunas existentes. Cabe notar que de las últimas contrataciones referidas a disponibilidad de gas de Camisea por parte de Pluspetrol y TGP, se ha dado mayor suministro y disponibilidad de transporte de gas a los proyectos en desarrollo de la CT Santo Domingo de Olleros de TERMOCHILCA (ciclo combinado de 550 MW) y CT Fénix de FÉNIX POWER PERÚ (ciclo combinado de 590 MW) antes que a la existente CT Las Flores de DUKE ENERGY (ciclo abierto de 193 MW) buscando incentivar la inversión en unidades más eficientes (ciclo combinados) .
  • Aun así, ninguna de las anteriores tiene disponibilidad garantizada para operar al 100% de generación. Duke Energy argumenta que la falta de disponibilidad de gas ha frenado la inversión de US$ 300 millones en la CT Las Flores para implementarla a ciclo combinado.
  • La limitación de la CT Las Flores y la no garantía de operar al 100% ésta y las futuras CT Santo Domingo y CT Fénix hace reflexionar sobre el espíritu de libre mercado que el Estado quiso dar a la generación eléctrica en el mercado peruano, evidenciando deficiencias críticas en la estructura del mercado y en el desincentivo a la inversión de mayor generación eléctrica por suministro de Camisea y en general ¿no debería el gas estar disponible en las mismas condiciones de capacidad y precio para todas las generadoras y sólo competir por CV reales relacionados a sus eficiencias? ¿Por qué aún se continúa manejando diferentes precios del gas para generación e industria? ¿Qué señales de seguridad muestra el Estado a los futuros inversionistas?
  • La experiencia de la operación del ducto de Camisea debe servir para tener claras las condiciones de mercado si se quiere tener un ducto alterno cómo el del Sur. De lo contrario estaríamos expuestos a otro ducto que acarreará otras imperfecciones de mercado y se termine duplicando los problemas. Se debe evaluar las reales potencialidades de esta nueva infraestructura. Si bien lo que se busca con la operación de otro ducto es la confiablidad energética, los ductos de Camisea y el Sur serán destinados a suplir de gas a unidades de generación diferentes ubicadas tanto en el Centro como en el Sur y a otras industrias ¿esto es suficiente para garantizar la confiabilidad eléctrica del SEIN? ¿acaso el impacto de la indisponibilidad de uno será mitigado efectivamente por el otro tanto para el mercado de gas cómo para el mercado eléctrico del Centro y el Sur y en conjunto del SEIN? ¿se está elaborando una evaluación aterrizada y completa al respecto?
  • La compensación descrita en el DL 1041 está hoy sin efecto por la mayor contratación a firme. Por tanto, este tipo de normatividad no son de largo plazo y no dejarían una buena señal a los inversionistas. De la misma manera, la remuneración por potencia firme si es que no se tiene garantizado el combustible fue dejada sin efecto, es decir, sin tener combustible garantizado cobran por potencia firme. En la práctica no garantizan la operación y cobran por una garantía que no pueden entregar.
  • Se debe evaluar si la situación del 2008 podría repetirse nuevamente y cómo debemos prevenirla antes que afrontarla nuevamente. Adicionalmente a esta evaluación se debe analizar otras consideraciones tales como si la legislación aprobada de urgencia realmente eran la mejor solución a la problemática y si el mercado eléctrico debería tener alguna modificación o reestructuración en el Perú. 

 

BIBLIOGRAFÍA
[1] Memoria Anual COES SINAC, 2008
[2] Estadísticas de Operaciones COES SINAC, 2008
[3] Decreto Legislativo 1041
[4] Duodécima Disposición Complementaria Final de la Ley N° 28832
[5] Memoria Anual del BCRP, 2009
[6] Alfredo Dammert Lira y Raúl García Carpio “Regulación de la Industria del Gas Natural” apuntes de la presentación de la Maestría de Regulación en Servicios Públicos PUCP, 2010-II
[7] Jaime Luyo, “Reducción del crecimiento económico por crisis en el sector eléctrico en Perú”, Observatorio de la Economía Latinoamericana Nº 101, agosto 2008
[7] Diario El Comercio, Artículos, 25 de setiembre 2012 y 15 de mayo 2013

 

Agradecimientos especiales del autor:
Mi mayor gratitud para los ingenieros Tito Inope Cuneo, Percy Pajan Lan, Jaime Luyo Kuong y Freddy Rengifo Vela y al economista Raúl García Carpio por sus valiosos aportes y retroalimentación en la elaboración de este artículo.

 

Se agradece a la Ing. Ursula Ferrari por el valioso aporte.

 

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7 Comentarios Publica un comentario
  1. avatar
    francisco Vergara
    Ago 18 2013

    Urzula muchas gracias por tu respuesta, yo estaba pensando en una situación en donde los generadoras tenían contratos a firme, y que se realizaba una redistribución de capacidad entre ellos como lo que ocurrió en la congestión del ducto del 22-08-2009, donde Enersur consumió una mayor cantidad de transporte (45 MMPCD) de los 38 MMPCD que tenía disponible en firme, mientras edegel consumió una menor cantidad (74 MMPCD) mientras el disponía de contratos en firme por 78 MMPCD, lo que claramente llevo a una compensación de parte de Enersur a Edegel.
    Pero me quedo claro que eso no fue el caso que paso en 2008.
    muchas gracias
    Saludos
    FV

    Responder
  2. avatar
    Ursula Ferrari
    Ago 17 2013

    Estimado Francisco, disculpa la demora, paso a responder tus consultas:
    Con respecto a cómo se cobró el exceso de gas que dejaron de consumir los industriales y que el transportador se lo asignó a las generadoras, no puedo responderte porque se regía por las clausulas de sus contratos privados.
    En cuanto a la segunda consulta no me queda clara tu duda, me parece que confundes algunos términos porque yo no me he dejado entender bien. No había “restricción de capacidad del ducto a los generadores”, había un ducto de gas que llegó a su límite de transporte y el operador del ducto tenía dos tipos de contrato con sus clientes: firme e interrumpible, con industriales y generadores respectivamente. Los industriales tenían volúmenes de gas garantizado, mientras los generadores no. La disponibilidad de gas a los generadores dependía de cuánta holgura tuviera el ducto después de atender a los industriales. Esa holgura fue la que llegó al máximo y no alcanzaba para abastecer a todos los generadores. Si algún industrial bajaba su consumo de gas, esa diferencia de gas, el transportador se la repartía a los generadores.
    La crisis se daba porque el COES, cuando no tenía suficiente oferta de electricidad, restringía las cargas de los industriales y por esta razón bajaban su consumo de gas. Este gas, el transportador se la repartía a los generadores y estos aumentaban la oferta de electricidad y se daba el bucle que narro en el artículo.
    Espero esta explicación te haya ayudado.

    Saludos

    Responder
  3. avatar
    francisco Vergara
    Ago 13 2013

    Ursula muy buen aporte.
    Unas dudas sobre tu articulo.

    1) ¿Bajo qué condiciones se considera que el ducto esta congestionado?. Es cuando la demanda de transporte de gas supera la capacidad destinada para generadoras, o cuando supera la capacidad máxima del ducto?

    2) Cuando el ducto se declara congestionado. ¿Cómo se compensa el costo de oportunidad del generador a quien le re-asignaron su transporte firme?. ¿Cómo se le paga a quien hace uso de ese gas por ser más eficiente?

    Saludos,

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      Ursula Ferrari
      Ago 13 2013

      Estimado Francisco, paso a responder tus preguntas:

      1. La situación de congestión en el ducto era declarada por el COES cuando el volumen requerido por el despacho superaba el volumen asignado por TGP a las generadoras. Esto se daba cuando se superaba un volumen de 184 MMPCD aproximadamente (estos volúmenes variaban de acuerdo al día asignado). Recordar que la capacidad límite del ducto era 300 MMPCD en su tramo más angosto.
      2. Se utilizaba simulaciones de despacho sin congestión en el ducto (con volúmenes asignados por TGP a las generadoras) y se obtenían las diferencias para determinar la valorización de las transferencias de energía y potencia. Este cálculo lo realizaba el COES pero las generadoras no estaban muy a gusto con este metodología. Las generadoras finalmente llegaron a acuerdos entre ellas para compensarse el gas. Si deseas profundizar este tema te recomiendo leer los informes de valorización de las transferencias en la siguiente ruta:http://www.coes.org.pe/wcoes/coes/infoperativa/valorizacion/Valorizacion.aspx

      Saludos

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        francisco Vergara
        Ago 14 2013

        Estimada Ursula,
        Muchas gracias por tu pronta respuesta.
        Me quedan la siguientes dudas sobre tu primera respuesta, específicamente en relación al siguiente párrafo de tu articulo:
        “Entre estos usuarios se encontraban aquellos de consumo masivo de gas de Camisea y clientes de TGP que, al bajar carga, disminuían su consumo de gas. TGP, al tener mayor disponibilidad de gas por la restricción de carga de estos clientes, se lo otorgaba disponible a las generadoras en tiempo real, las cuales declaraban mayor disponibilidad de gas al COES. El COES elaboraba el re-despacho de centrales con esta mayor disponibilidad de gas y ordenaba subir la generación de las térmicas a gas para recuperar las cargas restringidas.”
        En esta parte tu explicas que TGP, transfiere en su operación volúmenes de transporte de gas disponibles de las industrias a los generadores. Esto según el criterio de tu respuesta, supuso que el ducto ya se encontraba congestionado. Mi duda es como se cobró ese exceso de capacidad de transporte de gas asignado a los generadores. Además este hecho da por sentado que en la práctica la restricción de capacidad del ducto a los generadores no es la que fue adjudicada, esta es simplemente la mínima garantizada, y que en la práctica esta es superada debido a la falta de consumo por el sector industrial, por lo cual me parece extraño que se declare al ducto congestionado sólo cuando se supera la capacidad asignada.

        Saludos,

        FV

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    Fabian Martinez
    Ago 10 2013

    Excelente artículo felicitaciones, tal vez se mitigen los problemas de contabilidad cuando el Perú empiece a importar energía eléctrica provenientes de Colombia u otro país.

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      Ursula Ferrari
      Ago 10 2013

      La interconexión y exportación de energía de países vecinos ha estado en constante evaluación por parte del MINEM. Se muestra como una buena oportunidad de complementar la estacionalidad hídrica, sin embargo, el punto más complejo por definir es precisamente las compensaciones debido las diferentes estructuras de los mercados eléctricos de los países involucrados.

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