Gas Natural
El costo marginal sigue al alza pero no por la exportación de gas, aclaran especialistas
Esta semana el costo marginal de la electricidad (precio spot) volvió a registrar valores inusitadamente elevados debido al reingreso al sistema de la reserva fría a diésel, combustible caro y contaminante, en un contexto de menor producción de energía, tanto hidroeléctrica como de gas natural.
De acuerdo al COES, esto es el resultado de dos eventos que han convergido desde inicios de mes. Uno es el “retraso atípico de la temporada de lluvias” debido a la aparición de La Niña Costera, fenómeno que ha motivado que la generación hidráulica disminuya en 17% (500 MW).
Y el otro es la falta de suministro de gas natural, que “limita la generación de algunas centrales térmicas”, como es el caso de Santa Rosa (Enel).
“Cabe aclarar que esto no significa que hay una menor producción de gas en Camisea, pues esta sobra. Y tampoco significa que las tarifas de los usuarios regulados (hogares) han subido”, apunta Felipe Cantuarias, presidente de la Sociedad Peruana de Hidrocarburos (SPH).
¿A quiénes perjudica, entonces, la subida del costo marginal?
Pleito de generadores
En esencia, explica Anthony Laub, socio de Laub, Quijandría y Gomero (LQG), los afectados son los generadores eléctricos y algunos grandes clientes – industriales y mineros – que tienen “sus contratos indexados al costo marginal o precio spot”.
Esto es, al indicador que rige las compras y ventas de energía de corto plazo entre generadores eléctricos en el mercado spot.
El problema, anota Arturo Vásquez, experto en energía y presidente de Distriluz, es quedicho indicador se ha disparado desde US$30 MW/hora, que es el costo de generar electricidad con gas natural, hasta US$200 MW/hora, costo de generación con diésel.
“Como consecuencia, este es un pleito de los generadores de energía, particularmente, de aquellos que no pueden despachar toda la electricidad de sus contratos por falta de agua o gas y se ven precisados, por tanto, a comprar la diferencia en el mercado spot al precio de US$200 MW/hora”, precisa Vásquez.
Se trata, como vemos, de un problema que afecta solamente a algunas grandes empresas, más no a los clientes residenciales.
Es más, Laub destaca la resiliencia del sistema eléctrico, pues en medio de esta ‘tormenta perfecta’ no nos hemos quedado sin energía.
“El sistema ha respondido como se esperaba. El costo marginal ha subido, es cierto, porque el COES tuvo que recurrir al diésel, pero si no contáramos con toda esta reserva tendríamos que traer el combustible en buques”, remarca.
¿Por qué entonces nos debería preocupar la subida del costo marginal?
Gas para exportación
La Sociedad Peruana de Energías Renovables (SPR) considera que el encarecimiento del costo marginal es una advertencia de que urge construir más centrales solares y eólicas, tecnologías baratas y ambientalmente amigables.
Laub sostiene, por el contrario, que se trata de una ‘señal’ de que hace falta construir más generación eficiente, es decir, más centrales térmicas a gas natural, en vez de nuevas plantas solares y eólicas.
“Este no es un problema del transporte ni de la exportación de gas natural, sino del sistema eléctrico que se encuentra al límite”, indica.
Especialistas consultados para este informe advierten, en efecto, que la exportación de gas natural de los lotes 56 y 57 no restringe el suministro para las centrales térmicas, procedente del lote 88.
Esto, por una sencilla razón, y es que “no hay uno sino dos ductos, independientes y diferenciados, los cuales están orientados hacia la exportación y el consumo interno”, anota Felipe Cantuarias.
Según estadísticas de Osinergmin, el volumen de gas destinado a Planta Melchorita (Perú LNG) promedió 559 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) en 2022, es decir, menos que su capacidad de diseño, de 600 mmpcd.
¿Entonces, a qué se debe la falta de suministro de gas natural que “limita la generación de algunas centrales térmicas”, a decir del COES?
Distorsión regulatoria
Anthony Laub refiere que en noviembre se registró un pico en el consumo de electricidad, motivado por el regreso a la presencialidad laboral, tras los agudos embates del COVID-19, y por la proximidad de la campaña navideña.
Sin embargo, esto no explica el por qué varias centrales térmicas no podían ni pueden conseguir más suministro de gas.
Arturo Vásquez apunta que esto es consecuencia directa de la puesta en vigor de una nueva regulación que “exime a los generadores térmicos de la obligación de contratar el gas suficiente para prender sus plantas al 100%”.
Nos referimos al DS 003-2021-EM, el cual “genera una ficción” en la cual un generador térmico solo contrata el 50% o 60% de capacidad de transporte, pero aparece como si hubiera contratado el 100%.
“Con esta medida los productores de energía térmica tienden a contratar menos gas en firme y a firmar contratos interrumpibles que no tienen garantía de suministro de gas en épocas de congestión”, remarca Vásquez.
Eso es, precisamente, lo que ocurre ahora. TGP, operador del ducto de Camisea, viene priorizando el abastecimiento de gas a los clientes que han firmado contratos en firme, como Perú LNG (que consume el mismo volumen que contrata), pero viene dejando en segundo lugar a los que han firmado contratos interrumpibles.
De acuerdo a Laub, este es un riesgo que algunos generadores eléctricos han tomado por política comercial propia, la cual “a veces funciona y a veces no”.
LQG ha calculado que hay 130 o 140 mmpcd de gas que no están contratados y que se manejan de forma interrumpible. ¿Habría aquí una oportunidad para estabilizar los costos marginales?
Nodo energético del sur
Arturo Vásquez considera que sí.
“Lo que esto revela es que el DS 003-2021-EM ha generado distorsiones para el suministro de confiabilidad, porque en la regulación anterior la central térmica Santa Rosa habría tenido un contrato en firme y no interrumpible. Esto amerita una corrección regulatoria”, indica.
Por el contrario, Laub sostiene que esto no resolverá el problema. Para demostrarlo, LGQ efectuó una proyección en la cual asignaba los 130 mmpcd de gas no contratados a las centrales térmicas que los requerían, y el resultado fue que “no habrían mejorado la situación”.
“Esto es así porque el estrés hídrico tan fuerte que igual hubiesen despachado las centrales con carbón y diésel”, anota Laub.
¿Cuál es la solución de largo plazo? Laub y Vásquez están de acuerdo en que la mejor medida para que la escalada de costos marginales no se convierta en una crisis en el futuro consiste en llevar el gas natural al nodo energético del sur.
“Si llevamos el gas a las centrales duales de Ilo y Mollendo tendríamos 2.000 MW, con lo cual no tendríamos el problema de arrancar una planta a diésel nunca más “, indica Vásquez.
El problema con los costos marginales no es hoy una emergencia, pero lo puede ser en cuatro o cinco años más, porque se podría trasladar, entonces, a los nuevos contratos (licitaciones) de largo plazo entre generadores y distribuidores, lo que sí va a tener un impacto tarifario para los hogares.
El presidente de la Asociación de Consumidores de Gas Natural, Roberto Santiváñez, advirtió que la seguridad energética y los costos de la energía en Perú podrían verse afectados ante posibles fallas en el transporte de gas natural.
Durante una entrevista con un canal local, Santiváñez explicó que el evento ocurrido en marzo no tuvo mayores consecuencias porque coincidió con la temporada de avenida, periodo en el que las hidroeléctricas se encontraban a plena carga.
“Si esto ocurriera en septiembre, octubre, noviembre, tendríamos riesgos de apagones en todo el Perú”, afirmó Santiváñez.
El representante gremial señaló que una situación similar podría elevar los costos de energía, tanto en electricidad como por la falta de abastecimiento de gas natural.
Santiváñez explicó que los contratos de concesión establecen metas relacionadas con la calidad del servicio y la seguridad. Además, indicó que el concesionario debe cumplir esas obligaciones bajo la supervisión del regulador.
El dirigente señaló que, según un informe de Osinergmin al que su gremio tuvo acceso, se identificaron dos incumplimientos del contrato y existen investigaciones pendientes relacionadas con el manejo de la crisis.
Santiváñez explicó que las observaciones estarían vinculadas con la disponibilidad y la continuidad del servicio. Precisó que la disponibilidad no se refiere al volumen o flujo del gas, sino a la capacidad de la infraestructura para operar.
“El servicio tiene dos partes: una es transportar el gas y otra es que el sistema esté operativo”, señaló.
El presidente de la Asociación de Consumidores de Gas Natural también indicó que la falla registrada en marzo mostró la falta de un plan alternativo para afrontar una interrupción del ducto de transporte.
Finalmente, Santiváñez recordó que la infraestructura cuenta con una meta de disponibilidad de 99% al año, lo que permite hasta 87,6 horas de interrupciones por fallas, además de los mantenimientos programados.
En ese sentido, sostuvo que corresponde exigir el cumplimiento de las obligaciones establecidas en el contrato firmado por el Estado y garantizar el funcionamiento adecuado del transporte de gas natural.
Fuente: Expreso
La masificación del gas natural no solo representa un avance en infraestructura energética, sino fundamentalmente una decisión política para garantizar que el desarrollo energético en la región. En ese contexto, el proyecto de masificación del gas natural registra, a la fecha, un 98% de avance en el distrito de San Jerónimo, lo que permitirá que las primeras 1 000 familias accedan próximamente a una fuente de energía limpia, segura y económica, que contribuirá a mejorar su calidad de vida y reducir significativamente el gasto familiar.
Dicha importante intervención es impulsada por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM), el Fondo de Inclusión Social Energético (FISE), en articulación con el Gobierno Regional Cusco a través de la Gerencia Regional de Energía, Minas e Hidrocarburos, lo que consolida un esfuerzo conjunto para garantizar que el desarrollo energético llegue a las provincias y distritos de la región.
El proyecto contempla la instalación de 25 kilómetros de redes de distribución primaria y secundaria, infraestructura que permitirá iniciar la expansión progresiva del servicio hacia otros distritos de la región.
La primera etapa beneficiará directamente a 1 000 familias del distrito de San Jerónimo, que contarán con instalaciones domiciliarias para cocina, ducha y calefacción. De esta manera, la nueva infraestructura permitirá reducir el costo del consumo energético, mejorar las condiciones de salud al reemplazar combustibles contaminantes y fortalecer la economía de los hogares, especialmente de aquellos con menores ingresos.
Los vecinos de San Jerónimo manifestaron su satisfacción por el avance del proyecto y reconocieron el esfuerzo del Gobierno Regional Cusco para concretar una demanda histórica que permaneció pendiente por más de dos décadas.
Al respecto, el gobernador del Cusco, Werner Salcedo Álvarez, destacó que el acceso al gas natural representa mucho más que una obra de infraestructura porque constituye una política de inclusión social orientada a cerrar brechas y generar igualdad de oportunidades para miles de familias cusqueñas. «Nuestro compromiso es que el desarrollo llegue a todos los hogares. El gas natural significa economía para las familias, mejores condiciones de vida y un futuro con mayores oportunidades. Estamos construyendo un Cusco más justo, moderno e inclusivo, donde las grandes obras se convierten en bienestar para la población», expresó la autoridad cusqueña.
Gas Natural
Más de 3,500 estudiantes de dos Escuelas Bicentenario en San Juan de Lurigancho ya cuentan con gas natural
o Programa BonoGas del FISE ya ha incorporado 926 colegios al servicio de gas natural en todo el país.
Más de 3,500 estudiantes de las instituciones educativas N.° 109 Inca Manco Cápac y N.° 100 Santa Elizabeth, ubicadas en el distrito de San Juan de Lurigancho, fueron beneficiadas con el acceso al servicio de gas natural, gracias a las conexiones financiadas por el Fondo de Inclusión Social Energético (FISE), iniciativa impulsada por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) para fortalecer la infraestructura educativa y promover la inclusión energética.
Esta intervención representa el esfuerzo conjunto del Estado y la empresa privada para acercar los beneficios del gas natural a más instituciones públicas del país, incorporando un servicio esencial como el gas natural en beneficio de más de 3,500 estudiantes, que podrán desarrollar sus actividades en mejores condiciones.
El programa BonoGas, administrado por el FISE, ha incorporado 926 instituciones educativas al servicio de gas natural en todo el territorio nacional, permitiendo que miles de estudiantes, docentes y personal administrativo cuenten con una fuente de energía más limpia, segura y eficiente para la preparación de sus alimentos.
Asimismo, informó que el FISE ha superado los 1.7 millones de conexiones de gas natural en todas sus modalidades de intervención, cifra que representa una inversión aproximada de S/ 2,000 millones, consolidando el avance de la política de masificación del gas natural impulsada por el Gobierno.
Cabe precisar que en la Institución Educativa N.° 109 Inca Manco Cápac se beneficiará a 2,061 estudiantes, mientras que en la I.E. N.° 100 Santa Elizabeth se favorecerá a 1,455 estudiantes, considerando la población proyectada para los próximos diez años.
Estas obras forman parte del convenio suscrito entre el FISE y el Proyecto Especial de Inversión Pública Escuelas Bicentenario para implementar el servicio de gas natural en 15 instituciones educativas pertenecientes a la UGEL 05, de las cuales 14 se encuentran en San Juan de Lurigancho y una en el distrito de El Agustino.
El MINEM reafirma su compromiso de seguir impulsando la masificación del gas natural como una política pública que promueve el acceso a energía moderna, segura y sostenible, contribuyendo al bienestar de la población y al fortalecimiento de servicios esenciales como la educación.
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