mayo 28, 2021 | Industria
El secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), José Venegas, afirmó que el Fondo de Estabilización de Precios de la energía se comportó de acuerdo con lo esperado por el organismo regulador durante 2020, estimando que para este año y el próximo seguirá operando normalmente.
«Según nuestros análisis técnicos, el Fondo de Estabilización se ha comportado exactamente según lo establecido en la Ley y cómo lo proyectamos en un inicio y creemos hoy día que continuará funcionando sin alteraciones, según su objetivo, manteniendo estabilizadas las tarifas para que se comience a presentar el descenso natural de precio gracias a las licitaciones en un futuro cercano», sostuvo.
Esto fue parte de la Cuenta Pública Participativa 2020 dada a conocer por la autoridad, donde también destacó los avances en el Plan de descarbonización durante el año pasado, con la autorización de cierre para las centrales Bocamina I y II, de Enel Generación Chile, y de Ventanas 1 y 2, de AES Andes.
Venegas resaltó que inicialmente este plan consideraba el retiro de 1.000 MW de estas centrales a 2024, pero «ahora estamos en una situación en que podemos hablar de cerca de 2.400 MW que harán su egreso de operación del sistema hacia 2025».
Otro punto abordado por la autoridad regulatoria fue la modificación a la Norma Técnica de Gas Natural Licuado (GNL inflexible): «Creemos que es urgente regular este tema de cara a los tiempos que vienen en materia de descarbonización, donde el gas jugará un rol importante y en tiempos de más desarrollo de energías renovables».
Además destacó la próxima licitación de suministro eléctrico para clientes regulados, que se realizará el 25 de junio, en que se subastarán 2.310 GWh al año, añadiendo que a 2026 «necesitaremos cerca de 2.200 GWh de energía, y esta subastra contempla cambios que permitirán la participación de distintos tipos de energía».
También resaltó el desarrollo de obras de transmisión, con la construcción de cerca de 375.000 kilómetros de líneas aproximadamente, totalizando 35.878 kilómetros, lo que representó un aumento de 1,1% respecto de 2019.
mayo 26, 2021 | Industria
Terminar con lo que llama las distorsiones al costo marginal es lo que plantea Danilo Zurita, director ejecutivo de GPM A.G., gremio que agrupa a los pequeños y medianos generadores del país, a propósito de la actual discusión en torno al llamado gas inflexible, donde este sector se ha planteado como uno de los actores que piden un cambio en esta materia.
A su juicio, las modificaciones que se impulsen deben cumplir con la regulación vigente, profundizando los análisis sobre el impacto regulatorio que existe en este tema.
Esta es la entrevista completa hecha por ELECTRICIDAD al ejecutivo, quien participó en el reportaje central de mayor, donde se abordó la situación actual del gas natural en la transición energética en el país.
Situación
¿Cuál es la situación actual del GNL inflexible y su impacto en la operación del sistema eléctrico para otros actores?
Actualmente las declaraciones de Gas Inflexible se rigen por lo que determina la Norma Técnica (NT) respectiva, la cual permite que en ciertas circunstancias los diferentes actores puedan declarar suministro bajo la figura de inflexibilidad. La situación tiene dos aristas: la primera es el carácter excepcional de dicho tipo de suministro que la NT consagra, lo cual no se ha cumplido en los últimos años. De hecho, durante el año 2019 el 59% del total de GNL utilizado se hizo bajo dicha modalidad. Al tener que simular costo variable nulo para su colocación, desplaza energía renovable y altera la definición del costo de producción de la energía (Costo Marginal). Por otro lado, desde un punto de vista más regulatorio, no existe el sustento para poder distinguir a una tecnología por sobre las demás. La Ley no establece principio ni base para dicha diferenciación, y obviamente menos podría hacerlo una norma técnica.
¿Qué le parece la propuesta de la CNE en este tema, dentro de la mesa de trabajo?
Cualquier solución que se implemente a nivel normativo debe cumplir con la regulación vigente. La CNE, tratando de buscar un punto de equilibrio entre los diferentes argumentos planteados, establece un procedimiento que busca avanzar en la excepcionalidad de la declaración de inflexibilidad, pero mantiene la existencia de la figura. El problema radica en la atribución que tiene el regulador para plantear una solución no contenida en la Ley ni en la reglamentación vigente. Creo que se debe profundizar dicho análisis, a través del estudio del impacto regulatorio de la medida, y también por supuesto en los efectos que tiene la inflexibilidad en la competencia del sector de generación.
¿Por qué señalan que se trata de una distorsión?
Básicamente por que no refleja el costo de abastecimiento del sistema eléctrico, al forzar la entrada de grandes bloques de energía a costo cero, desplazando a todo el resto de las unidades generadoras en función del orden de mérito. En el corto plazo no permite que los agentes perciban su correcta remuneración del mercado de energía. En el largo plazo no viabiliza inversiones, al tener un costo marginal artificialmente bajo, y con las consecuentes señales en materia de seguridad y calidad de servicio y transmisión. Y por último puede ser usado como herramienta de precios predatorios, afectando la competencia y concentrando a los oferentes.
¿Se requiere una regulación que apunte a la protección de la competencia o una que vaya a la operación del sistema?
Ambas cosas se pueden hacer con los instrumentos que tenemos. Las señales de un mercado competitivo y robusto son congruentes con los objetivos de seguridad y calidad de servicio. El problema pasa cuando, para asegurar uno de ellos se dejan de lado los principios del otro.
¿Qué perspectivas ves para que haya un adecuado equilibrio entre la participación del gas y las energías renovables dentro de los mix de generación del sistema?
El gas natural tendrá un lugar importante en el sistema, frente a los desafíos operativos y de mercado que tenemos en cuanto a la meta de energías renovables que tenemos hoy. Considerando el proceso de descarbonización, dinamismo en la demanda y aumento de la participación de las energías renovables variables, el gas natural será una de las tecnologías llamadas a dotar de flexibilidad a nuestro sistema. Las señales del mercado de energía son correctas en ese sentido, sobre todo cuando se eliminen las distorsiones al costo marginal.
mayo 24, 2021
Sin duda Chile atraviesa un momento histórico. Hay expectativas sobre el proceso constituyente, así como de los principios que quedarán plasmados en la futura nueva Constitución Política y que inspirarán la regulación económica venidera. No obstante, también existe inquietud acerca de cómo se va a regular y cuáles serían los instrumentos a utilizar para implementar tales cambios.
Dicho lo anterior, ¿qué nos dice la experiencia del mercado eléctrico nacional frente a la introducción de cambios regulatorios? Respondiendo esa pregunta, reiteradamente surgen aspectos preocupantes, como el respeto a las reglas legales del juego, así como la igualdad y libre competencia entre las empresas de ese mercado (cualquiera sea su tamaño).
Lo anterior no es casual. En lo que respecta al desarrollo de las energías renovables convencionales (“ERNC”), en Chile, a mediados de la década 2010-2020, el Regulador invitó a nuevas compañías a participar en las licitaciones públicas para el suministro eléctrico de clientes regulados, comprometiendo la observancia de determinadas reglas del marco normativo del país y la igualdad y libre competencia como factores clave que permitirían a los inversionistas planificar con certeza sus proyectos de infraestructura y las necesidades de flujo de caja operativo.
No obstante, desde fines del año 2019, hemos observado la introducción de (o la intención de introducir) cambios regulatorios, diseñados a veces con apuro, otras afectas a reparos técnicos, todo lo cual tiene el potencial de producir distorsiones graves, perfectamente evitables, para la competencia en el mercado eléctrico nacional.
Concretamente, hemos visto iniciativas que han intentado modificar las reglas legales comprometidas para determinar la demanda de suministro eléctrico adjudicada para ser abastecida a clientes regulados. Ejemplo de ello fue la iniciativa para reducir el límite de potencia conectada para que un cliente regulado pasara a ser cliente libre, a propósito de la discusión de la Ley de Rebaja del VAD.
Lo mismo ocurrió en el caso del piloto de licitación de suministro eléctrico implementado en el Sur para calefacción domiciliaria en sustitución de la leña, toda vez que el aumento de consumo será en definitiva re-licitado, en lugar de ser abastecido en función del bloque base y/o variable, ya adjudicado a generadores de ERNC con contrato de suministro vigente.
Por último, observamos el denominado GNL Inflexible, condición regulada en una norma técnica aprobada mediante resolución exenta de la CNE, que altera las reglas legales del modelo marginalista y el orden de mérito económico del despacho, afectando negativamente a las tecnologías de base de las ERNC, lo cual se contrapone a lo esperable de una transición energética sustentable y competitiva.
La introducción de este tipo de medidas, carentes de racionalidad económica competitiva, causan lamentables efectos negativos para un modelo de licitaciones que se ha consolidado virtuosamente, a través de casi dos décadas, sobre la base del irrestricto respeto a sus reglas legales de diseño, tenidas en vista por las generadoras de ERNC al momento de decidir invertir en activos de generación eléctrica en Chile.
Así, de cara al proceso constituyente en curso, resulta fundamental que los cambios a la regulación económica legal sean implementados a través de nuevas leyes (y no mediante resoluciones exentas o reglamentos).
Sólo así se evitará que constituyentes consideren como un precedente válido la alteración de las reglas legales; como asimismo que el Regulador y las empresas del mercado observen como una herramienta competitiva válida alterar o distorsionar reglas legales previamente definidas, sobre cuya base se posibilitó la suscripción de contratos de suministro de largo plazo a otros competidores.
mayo 18, 2021 | Industria
La Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP) sigue de cerca la discusión en torno al llamado gas inflexible en el sector energético, con una posición directa: esta figura es una «distorsión al mercado eléctrico», asegura a ELECTRICIDAD Cristián Sepúlveda, gerente ejecutivo del gremio.
A su juicio, con el costo variable cero asociado a esta condición, las centrales a gas «proveen la flexibilidad y complementación de las ERV sin mérito económico real, no dejando en evidencia la real necesidad de nueva infraestructura renovable que proporcione dicha flexibilidad y complementación» dentro del Sistema Eléctrico Nacional.
Visión
¿Cuál es la situación actual sobre el llamado gas inflexible en la operación del sistema eléctrico?
El gas inflexible es una grave distorsión al mercado eléctrico. Si bien la idea original de la norma técnica era regular aquellas situaciones excepcionales asociadas al suministro de GNL, tales excepcionalidades se han transformado en habitualidades. Han sido masivas las declaraciones de gas inflexible en el SEN, con lo cual ingresa mucha energía al sistema con costo variable cero, esto es, con un despacho artificialmente económico, lo que lógicamente hace bajar el costo marginal promedio del sistema, distorsionando con ello la señal económica del mercado. Además, esta situación prioriza la generación con gas inflexible por sobre fuentes ERNC que tienen costos variables sobre cero, lo cual no sólo desincentiva la inversión en dichas fuentes renovables, sino que también esta situación va en la dirección contraria hacia el logro de la carbononeutralidad. Por último, podemos señalar que no es posible que una norma técnica “transitoria”, hoy por hoy regule una actividad económica.
¿Qué le parece la propuesta dada hasta ahora por la CNE en el tema?
La inflexibilidad de la norma continúa favoreciendo el despacho de generación con gas, atribuyendo características de flexibilidad en la generación y complementación a las energías renovables variables (ERV). Si bien la generación con gas es flexible y complementa a las ERV, estos atributos también pueden ser proporcionados por energías renovables continuas, tales como la Concentración Solar de Potencia y la geotermia, entre otras, pero con méritos económicos (costo variable) más competitivos que el costo variable real de la generación con gas. Con el costo variable cero asociado a la inflexibilidad, las centrales a gas proveen la flexibilidad y complementación de las ERV sin mérito económico real, no dejando en evidencia la real necesidad de nueva infraestructura renovable que proporcione dicha flexibilidad y complementación en el SEN. De esta forma, la inflexibilidad del gas continúa distorsionando la señal económica de nueva inversión en infraestructura de generación.
A su juicio, ¿de qué forma se puede avanzar hacia una solución equilibrada en este tema?
Estableciendo en la regulación que la inflexibilidad del gas ocurra sólo en verdaderos casos excepcionales, sin que ello atente contra la inversión en nueva infraestructura renovable, y sin que ello desplace el despacho eléctrico de la actual infraestructura renovable. La regulación debe dar señales de certeza a todos los actores del mercado en igualdad de condiciones, teniendo en consideración que la transición energética es hacia la carbono neutralidad, lo cual no se apalanca con el uso de combustibles fósiles como el gas.
¿Cree que terminar con esta figura podría afectar la competitividad del gas?
En realidad, esta figura atenta contra la competitividad de las ERNC. Si bien es entendible que el suministro de GNL tenga dificultades logísticas asociadas a la programación de buques y a la capacidad de regasificación y almacenamiento, es importante considerar que cada industria tiene sus dificultades particulares, de diferente índole, lo cual afecta la competitividad de cada negocio. Sin embargo, las dificultades de un negocio no pueden distorsionar al mercado perjudicando la competitividad de otros negocios. En este sentido, cada negocio debe hacerse cargo de sus propias dificultades para lograr su competitividad en el mercado, sin que esto vaya en contra de la sana competencia. De lo contrario, se estaría favoreciendo la competitividad de un negocio en desmedro de otros negocios, que es justamente lo que ha estado ocurriendo.
¿Cree que el estudio del Coordinador Eléctrico sobre proyecciones de consumo ayude en este tema?
Sin duda que el estudio del Coordinador sobre proyección de generación con GNL es una contribución a mejorar la metodología para estimar los volúmenes de gas necesarios para el SEN, considerando los horizontes de tiempo, planes de obras, parámetros de operación, condiciones hidrológicas, niveles de demanda, entre otros aspectos, para los respectivos modelos de optimización y proyección del sistema. Sin embargo, pese a la mayor depuración de las proyecciones de gas, estructuralmente la norma técnica continúa con un esquema de aplicación similar en cuanto a la inflexibilidad de las centrales a gas, lo cual continuará repercutiendo inadecuadamente en la señal económica del despacho y en la señal económica de nueva inversión, siendo especialmente perjudicadas las energías renovables continuas.
mayo 3, 2021
Mucho se ha hablado en este tiempo en relación a la mejor regulación que debería tener el denominado GNL despachado en calidad de “inflexible”. Al respecto, se ha argumentado por las empresas que se sirven de la declaración, que la eliminación de esta posibilidad involucraría efectos extraordinariamente nocivos, tales como impactos medioambientales adversos, un sistema eléctrico menos seguro y un mayor costo de operación para el sistema eléctrico.
Es el caso de la empresa Colbún, la cual, en entrevista de su gerente general en El Mercurio el domingo 18 de abril pasado, mostró preocupación por la eventual eliminación de la norma de GNL Inflexible y afirmó que, de concretarse dicha opción, se haría menos conveniente importar GNL. Lo mismo aconteció recientemente en el lanzamiento de un libro sobre GNL y descarbonización, en donde una directora de la mencionada compañía arguyó que la eliminación de la posibilidad de declarar GNL como “inflexible” quitaría incentivos a su importación, afectando la descarbonización de la matriz eléctrica.
La realidad es contraria y, si bien es claro que el gas es y será un componente relevante de la matriz, tras la salida de las centrales a carbón, esto no tiene relación con la supuesta condición de inflexibilidad que los generadores termoeléctricos a gas declaran, que por cierto puede derivar en una práctica anticompetitiva, generando graves distorsiones en el mercado spot de energía, otorgando una prioridad al despacho de este combustible fósil incluso por sobre energías renovables, afectando precisamente la descarbonización. Asimismo, esta práctica contraviene los principios económicos establecidos en la Ley General de Servicios Eléctricos, pero, además, genera beneficios directos a quienes utilizan esta condición, comprando energía artificialmente barata en desmedro de los generadores renovables.
Un precedente muy relevante para la discusión que actualmente existe en Chile respecto del llamado “gas inflexible” es lo que acaba de acontecer en Perú. En este país un grupo de empresas presentó un reclamo de acción popular ante la Corte Suprema, en contra de un decreto supremo que permitía la declaración de un precio único de gas natural por un año y con topes establecidos, por debajo del costo real, con el objeto de asegurar el despacho y quema del gas en sus centrales.
Si bien el caso peruano no es precio cero -como ocurre en el caso chileno-, sí es cercano a cero y presenta las mismas consecuencias y distorsiones económicas. Pese a esa diferencia menor, la acción popular -recurso legal cuyo objeto es proteger jurídicamente la primacía de la Constitución y la ley respecto del resto de normas de rango inferior a la ley- contiene la misma premisa que en Chile respecto de las críticas al “gas inflexible”, es decir: la existencia de una posición que permite a un grupo de compañías hacerse de una sobre renta económica, saltándose el orden de mérito establecido por el coordinador, lo que implica una falta de eficiencia económica, de competitividad, perdiendo del centro al consumidor. La Corte Suprema peruana acogió la mencionada acción argumentando infracción a la regulación del sector eléctrico peruano, el que incluye entre sus principales objetivos aumentar la competencia y evitar distorsiones de precio en las tarifas.
Otra de las cosas que llaman la atención en lo recién expuesto, es que dentro de las empresas que celebraron públicamente el fallo de la Corte Suprema del Perú estuvo la central Fénix, de propiedad de Colbún, la cual comercialmente depende, en ese mercado, del precio spot, artificialmente deprimido por la derogada norma. En Chile, los pequeños generadores renovables que se ven afectados por la existencia del GNL inflexible reclaman el término inmediato de esta condición ya que, entre otras razones, la Norma Técnica vigente no se está cumpliendo: la condición de inflexibilidad debe ser declarada sólo en casos excepcionales, cuestión que las empresas no hacen. El año 2019 y 2020 del total de GNL utilizado por Colbún en Chile, el 72% y 45% fue declarado inflexible, algo que dista mucho de la excepcionalidad que se le exige a esta condición.
Hay suficiente evidencia de que la inflexibilidad del GNL altera artificialmente los precios en favor de quienes la declaran, afectando la generación renovable y el mercado eléctrico en general. Mas allá de las posiciones que una empresa pueda tomar en relación a su situación comercial excedentaria o deficitaria, corresponde a la autoridad analizar la mejor regulación para el mercado eléctrico, la cual pasa por evitar tener espacios de distorsiones económicas como la aquí mencionada.
