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.

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ANOTACIONES
DE UNA HISTORIA
DEL GAS NATURAL
EN EL PERÚ
n Estudio de los años 90 de la empresa
Petróleos del Perú, denominado Pro-
yecto 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”. Entende-
mos 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 finan-
cieros; 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 energé-
tica 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 indi-
caba, “inicialmente la zona central del país y la macro
región sur aparecen como las primeras áreas del terri-
torio nacional que contarían con este recurso”, “la de-
U
Egresado de la Universidad Nacional de Ingeniería. Cuenta con más de 25 años de experiencia en el sector eléctrico.
Ha sido Director General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas, Asesor del Despacho del Vice Ministro de
Energía, así como director de diversas empresas del sub sector eléctrico. Ha sido Delegado de Perú ante la OLADE;
Director del CARELEC; representante, por el Ministerio de Energía y Minas y Osinergmin en los Comités Andino de
Organismos Normativos y Organismos Reguladores de Servicios de Electricidad de la CAN. Laboró en el Comité de
Operación Económica del Sistema. Labora actualmente en el Osinergmin. Docente de post grado y pre grado en diversas
universidades. Participa en calidad de expositor, en diversos eventos y talleres nacionales e internacionales.
Egresado de la Universidad Nacional de Ingeniería. Cuenta con más de 30 años de experiencia en el sector eléctrico. Se
ha especializado en Despacho Económico y Mercados Eléctricos por su experiencia de haber trabajado (1982-1994) en
Electroperú S.A. como Especialista de la Gerencia de Operaciones, en el COES por espacio de 10 años como Especialista
de Estudios y Desarrollo (1994-2013), y de 16 años en el Osinergmin como Especialista de Supervisión de la actividad
de generación y del COES. Además, participó en el desarrollo de modelos de operación en el marco del Programa de
Cooperación Técnica Peruano - Alemana, Electroperú SA - GTZ (1984-1986), Programa de Garantía Tarifaria.
1
2
Por:
Roberto Carlos Tamayo Pereyra1
,
Arturo Olivera Castañeda2
GAS
Natural

2. www.revistaenergia.pe �Octubre 2020
63
manda 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 cen-
trales térmicas a gas, significará un
ahorra muy importante de inver-
siones, frente a la opción tradicio-
nal de generación hidroeléctrica”,
“se estima que el gas satisfacer
cerca del 75% de los requerimien-
tos 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 conclu-
siones 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, trata-
remos de analizar algunos de los
muchos detalles que engloban los
conceptos de costos variables y cos-
tos fijos, atribuibles al Gas Natural
(GN).
Y es que, hace algunos años
atrás, referíamos que todos los
mercados eléctricos, requieren
adaptaciones normativas y regula-
torias que permitan continuar su
evolución cumpliendo sus objeti-
vos, 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 cam-
bios pueden ser graduales por los
impactos relevantes para el funcio-
namiento del sistema.
El sistema eléctrico del Perú no
es ajeno a estos cambios, conside-
rando 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 am-
pliamente conocidos, y recaen en
la integración vertical de aquellas
épocas del actor Maple Gas.
Gráfico N° 1
Fuente: Estudio de la empresa Petróleos del Perú, “Proyecto Integral de Desarrollo del Gas
de Camisea”
Gas Natural

3. www.revistaenergia.pe �Octubre 2020
64
Recordemos que, en el Perú, el
incremento de la capacidad de ge-
neración se ha venido haciendo bá-
sicamente 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 Supre-
ma 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; RE-
VOCARON la sentencia apelada
de fecha dos de julio de dos mil
diecinueve, obrante a fojas dos-
cientos 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 declara-
ron FUNDADA dicha demanda, en
consecuencia, NULO el Decreto Su-
premo 043-2017-EM, de fecha vein-
tiocho de diciembre de dos mil die-
cisiete, 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 incorpora-
ción de las unidades de la central
térmica de Malacas para su opera-
ción con GN, continuó en este rum-
bo 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 tér-
mica. La incorporación de centrales
no convencionales a partir del año
2010 es incipiente. Así mismo, la re-
ducción 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
Gráfico N° 2
Fuente: Elaboración Propia
(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 dis-
puso, 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 mer-
cado 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 termoe-
léctricas que utilicen GN como
combustible, cuya explotación se
derive de contratos de licencia o
servicios adjudicados según el Tex-
to 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:
Gas Natural

4. www.revistaenergia.pe �Octubre 2020
65
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 servi-
cios 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 distri-
bución;
Que, en este sentido es conve-
niente establecer para el caso de las
centrales termoeléctricas que utili-
zan 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 defi-
nido en los contratos respectivos;
Que, a efecto de determinar el
precio en barra de la energía, se-
gún lo establece el Artículo 124° del
Reglamento de la Ley de Conce-
siones Eléctricas, es necesario que
la Comisión de Tarifas de Energía
defina el precio máximo del gas
natural utilizado en los modelos ta-
rifarios, 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 combusti-
ble por centrales termoeléctricas
a que se hace referencia en los
considerandos que anteceden;
Asimismo, el DS 016-2000-EM en
su artículo 5° (3) 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 entida-
des 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 es-
tableció la declaración de precios,
señalando que la primera presen-
tación 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 presen-
tación se realiza el último día hábil
de la primera quincena del mes de
mayo, estando vigente para el pe-
riodo de estiaje (desde el 1 de junio
hasta el 30 de noviembre). Estable-
ce asimismo lo siguiente:
DISPOSICIÓN COMPLEMEN-
TARIA 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 COMPLEMENTA-
RIA TRANSITORIA ÚNICA.- La
declaración del precio único de gas
natural realizada el 23 de junio de
2017 por las Generadoras Inte-
grantes 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 decla-
ración de precios, pero establecien-
do un precio mínimo del GN para
el Generador, según la fórmula
establecida siguiente:
Última modificación por el Artículo 1 del DS N° 014-2006-EM, publicado el 23 febrero 2006.3
Gas Natural

5. www.revistaenergia.pe �Octubre 2020
66
Última modificación por el Artículo 1 del DS N° 014-2006-EM, publicado el 23 febrero 2006.3
Donde:
PMGNi: Precio mínimo de gas na-
tural para el Generador “i” (USD/
MMBTU)
CDCi: Cantidad diaria contractual
del Generador “i” (MMPCD)
Pefij: Potencia Efectiva de la uni-
dad de generación “j” utilizando
gas natural, determinada confor-
me 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 con-
dición “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 des-
cuentos aplicables.
A partir de la vigencia del DS
043-2017 los precios declarados de
GN, fueron acotados por el precio
mínimo determinados por la referi-
da fórmula.
Por otro lado, y recientemente, la
Sentencia de Acción Popular decla-
ró 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 declara-
ción 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 Integran-
tes del COES (primera quincena
de noviembre 2017) impacte en
los Costos Marginales de Corto
Plazo durante el siguiente semes-
tre, 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 dispo-
siciones normativas para la decla-
ración de precios de combustibles
de centrales termoeléctricas que
utilizan gas natural.
Gas Natural

6. www.revistaenergia.pe �Octubre 2020
67
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 con-
formidad con el DS 039-2017-EM;
pero dicho DS suspendió la decla-
ración de precios, y según sus con-
siderandos, hasta que el Ministerio
de Energía y Minas apruebe en un
plazo perentorio las nuevas dispo-
siciones normativas para la decla-
ración 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-MI-
NEM/DM, ha dispuesto en su artí-
culo 1 la publicación del proyecto
de “Decreto Supremo que establece
disposiciones para la determina-
ción 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, introdu-
ciendo la declaración de precios. El
citado artículo 99 señala:
Artículo 99.- La información
relativa a precios y la calidad de
combustible en centrales ter-
moeléctricas para los primeros
doce meses de planificación, será
proporcionada a la Dirección de
Operaciones por los titulares de las
entidades de generación, acompa-
ñados 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 inte-
grante, 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 Ope-
raciones
También se señala, que habiendo
sido declarado nulo el DS-043, la
política regulatoria que se encuen-
tra 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 procedimien-
tos, 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 consu-
mían GN eran las de Aguaytía y
Malacas; la primera con un solo
suministrador de GN integrada a la
propia empresa Aguaytía y; la se-
gunda, con cuatro suministradores
de GN independientes. En aquella
época se empezó a evaluar las con-
sideraciones 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
Gas Natural

7. www.revistaenergia.pe �Octubre 2020
68
efectúa según lo dispuesto por el
artículo 95° del RLCE, que señala:
La programación a que se refie-
ren 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 cos-
tos de operación y de racionamien-
to, para el conjunto de instalacio-
nes 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 coordi-
nación 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 relevan-
cia 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 opera-
ción 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 uni-
dad i en el periodo “j”.
CR: costo de racionamiento.
Er: energía racionada.
U: número de unidades de gene-
ración.
N: número de periodos conside-
rados (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
Gas Natural

8. www.revistaenergia.pe �Octubre 2020
69
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 com-
bustible (producción y transporte),
pudiendo estos últimos reflejar sus
políticas comerciales.
La programación de la opera-
ción tiene entonces como objetivo
minimizar el costo de operación,
basado en considerar los cos-
tos 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 apli-
cación 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 des-
pacho un mejor aprovechamiento
del recurso energético (GN). A
continuación, se muestra los costos
variables de las unidades de gene-
ración 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 decla-
raciones; situación que mejora el
Gráfico N° 3
Fuente: Elaboración Propia
Cuadro N° 1
Fuente: Elaboración Propia
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
Gas Natural

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70
Gráfico N° 4
Fuente: Elaboración Propia
Gráfico N° 5
Fuente: Elaboración Propia
Gas Natural

10. www.revistaenergia.pe �Octubre 2020
71
las unidades turbo gas, fue superior
al de unidades de ciclo combina-
do. Así mismo, se muestra que los
costos variables de las unidades de
generación, y su correspondiente
Gráfico N° 6
Fuente: Elaboración Propia
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 cos-
tos variables inferiores que unida-
des de generación más eficientes,
incluso que las unidades de genera-
ción de ciclo combinado.
Gas Natural

11. www.revistaenergia.pe �Octubre 2020
72
Para demostrar como los precios
declarados ocasiona que unidades
de generación menos eficientes,
resulten siendo despachadas en
virtud de sus costos discrecional-
mente declarados, se presenta
el siguiente cuadro que muestra
el factor de planta de las unida-
des que usan GN de Camisea. Se
aprecia, a modo de ejemplo, los
registros correspondientes al mes
agosto de 2013 (resaltado en amari-
llo los factores de planta mayores a
0.9 y en gris los menores a 0.2).
Se puede observar, que las uni-
dades turbo gas de ciclo simple de
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.
la CT Pisco operaron a plena carga
la mayor parte del mes, mientras
que el ciclo combinado CT Kall-
pa 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 incre-
menta; 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 genera-
ción 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 com-
Gas Natural

12. www.revistaenergia.pe �Octubre 2020
73
binado 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
Fuente: Elaboración Propia
Gráfico N° 7
Fuente: Elaboración Propia
En el gráfico siguiente se puede
observar el impacto de la aplica-
ción del DS 043-2017, por efecto
de la modificación de los precios
de GN, en relación a como venía
operando la CT Pisco (ciclo sim-
ple). 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 consu-
mo 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.
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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 programa-
ción de la operación, no brinda la
señal adecuada para el uso ópti-
mo 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 eficien-
cia energética de las unidades de
generación.
La medida de establecer un pre-
cio mínimo al GN basada en una
expresión matemática que consi-
dera 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 desa-
rrollo 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 varia-
bles resultantes representen de me-
jor 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 limi-
tada, cuyo transporte requiere de
cuantiosas inversiones, no debe ser
utilizado ineficientemente por uni-
dades de generación con una baja
relación de conversión energética.
Todos los sistemas regulatorios,
incluidos los mercados eléctricos,
requieren adaptaciones normativas
que permitan continuar cumplien-
do los objetivos de partida cuando
se producen cambios importantes
en el mercado.
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