diciembre 28, 2021 | Industria
La Comisión Nacional de Energía (CNE) envió su respuesta al Tribunal de Defensa de la Libre Competencia donde expresó su oposición a la medida precautoria establecida para la Norma Técnica para la programación y coordinación de la operación de unidades que utilicen gas natural licuado regasificado, publicada en octubre de 2021, solicitando su alzamiento.
La Comisión Nacional de Energía abordó durante 2021 la modificación de la norma técnica de GNL (NT de GNL), que se encontraba vigente desde 2016, con una modificación menor en 2019.
Argumentos
El organismo indicó que el propósito del trabajo, y que se tradujo en la NT emitida en octubre pasado, fue acotar las inflexibilidades de GNL a un óptimo global para el sistema, reduciendo los grandes niveles de inflexibilidades observados en años anteriores (con la norma de 2016), pero sin desincentivar el uso del GNL, el cual es esencial para la seguridad del suministro, en especial en condiciones de sequía y de retiro de centrales a carbón, como las actuales circunstancias.
«Precisamente debido a lo anterior, como CNE, haciendo uso de la instancia concedida por el TDLC, ha comparecido oponiéndose a la medida precautoria. La nueva versión de la NT reduce las inflexibilidades respecto de la anterior vigente desde 2016. Ni la FNE ni el Coordinador, a través de su Unidad Especializada en Libre Competencia, han detectado comportamientos anticompetitivos de los agentes involucrados, ni con la norma vigente, ni con la anterior que, como está dicho, permitía niveles mucho mayores de inflexibilidades que la presente», señaló el organismo.
La medida cautelar puede ser especialmente grave dada la presente condición de sequía, la vigencia de un decreto de racionamiento y el alto precio del GNL que hoy existe en el mercado internacional, producto además de su escasez. Dadas las condiciones anteriores, es contrario al interés común imponer trabas adicionales a las compras y suministro de GNL, eliminando totalmente la posibilidad de suministrar gas de manera inflexible.
«Cabe recordar que la CNE no es un agente en los mercados, sino un organismo público altamente tecnificado, que ha velado y seguirá velando por la aplicación de las más adecuadas condiciones de operación en beneficio de todos los agentes del sector, en especial los consumidores y familias chilenas», informó la entidad regulatoria.
julio 28, 2021 | Industria
El secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), José Venegas, planteó la necesidad de considerar otros elementos de mayor relevancia en el rol del Gas Natural Licuado (GNL), en el contexto de la transición energética y de la descarbonización, y que van más allá de la actual discusión en torno al GNL inflexible que se desarrolla con los cambios que se preparan a esta Norma Técnica.
«Esto nos lleva a plantearnos otras materias que son más relevantes que la Norma Técnica asociadas al uso de GNL; como si se requiere otro estanque en Quintero o ampliar su capacidad, es un tema que hay que plantearse porque ayudaría a solucionar bastantes problemas. Si usaremos mucho GNL más adelante, este sería un tema obligatorio y también hay que plantearse lo que significa el libre acceso a las instalaciones (gasoductos y terminales), el dinamismo del mercado es vital».
«El uso intensivo debe llevar a replantearnos para potenciar la industria del GNL que es lo que nos motiva a todos, hay que darle dinamismo a la industria y ver cómo está llegando a los usuarios. Como CNE seguiremos trabajando con todos los sectores en todo los aspectos necesarios que potencien este insumo porque creemos que en el GNL está el sustento de la transición energética y por eso seguiremos trabajando en ello», agregó.
Estudio
La autoridad formuló estas declaraciones durante la presentación del estudio «Gas Natural: Insumo clave para el retiro del carbón de la matriz eléctrica de Chile», realizada en un seminario online organizado por la Asociación de Gas Natural (AGN) y que contó con el patrocinio de la Asociación de Generadoras de Chile, de la Cámara Chileno Argentina de Comercio y de la Sofofa.
El trabajo fue presentado por Daniel Salazar, socio director de energiE, quien destacó que como línea base se tomó la referencia «que se ha hecho en el plan de expansión de la transmisión 2019, que es la publicación más reciente y vigente por parte de la autoridad, cuenta con diversos escenarios y es muy pertinente porque están poniendo las bases para la planificación energética de los años futuros».
«En una de las variables relevantes se analiza la trayectoria bastante acelerada del retiro de las plantas de carbón, por lo tanto consideramos en el estudio, elementos que ya están considerados pero hacemos un punto respecto a otros que deben ser revisados que tienen que ver con una notoria sobredotación dela connotación hídrica, este año nuevamente se nos repite el fantasma de la escasez hídrica que se vuelve recurrente, hay una sobre estimación a nuestro juicio», explicó.
En el informe se destacaron tres escenarios: transición acelerada, transición rápida y transición desacelerada. «A propósito de supuestos razonables y no llevar una consideración a un límite, quisimos considerar un tren de desarrollo que ya estuviera formulado en ejercicios anteriores», señaló Salazar.
«En los aspectos medioambientales, una vez que culminen los retiros de parque a carbón los niveles de emisión habrán bajado de manera importante. Aquí concurren muchos factores, por una parte el retiro, el gran enlace que unirá el norte con la zona central y también los niveles de sustitución que ocurran en esta matriz. Es ahí donde los tres factores concurrentes anteriores explican los cambios que tendrá la matriz. Y para el escenario de transmisión desacelerada, podría disminuir a la mitad. Entonces se hace un esfuerzo relevante como industria para reducciones en un plazo relevante para que recién se vean los efectos de los cambios que nosotros destacamos», precisó.
A su juicio, el gas natural «representa el vértice de nuestra transición energética porque permite avanzar en el retiro del carbón y dar cumplimiento a las metas de reducción de GEI. Representa la principal fuente de seguridad y resiliencia energética, provee flexibilidad para gestionar al inserción masiva de ERV pero se requieren regulaciones para asegurar y prolongar la operación de la infraestructura de GN».
Según el director ejecutivo de AGN, Carlos Cortés, «en materia de confiabilidad del sistema, el estudio de energiE es categórico: la nueva reglamentación de potencia de suficiencia debe asignar el máximo reconocimiento al parque generador en base a GN, por ser este el más confiable en comparación al resto de las tecnologías de generación. Al mismo tiempo –vía precio de potencia– se debe mantener el incentivo para inversiones que permitan dar respaldo a las energías renovables variables, asegurando con esto la operación segura y a mínimo costo del sistema eléctrico».
«Lo trascendental hoy es contar un esquema de reglas que permitan utilizar al máximo la valiosa infraestructura del GN con la que cuenta Chile, dado que este recurso es el vértice de la transición energética, de acuerdo a la evidencia levantada por expertos locales, como el estudio de energiE, e internacionales».
Conclusiones
Las principales conclusiones del estudio se separaron en cuatro categorías: infraestructura existente, desempeño del sistema eléctrico, aspectos económicos y aspectos medioambientales.
Infraestructura existente: Chile cuenta con infraestructura de GN suficiente y de alta confiabilidad lo cual permite tomar decisiones respecto al proceso de descarbonización, pues ésta aporta seguridad, resiliencia y puede garantizar el suministro de GN para generación eléctrica.
Desempeño del sistema eléctrico: Para asegurar el proceso de descarbonización, cualquiera sea su velocidad, se deben promover y aplicar reglas que permitan viabilizar y prolongar la operación de la infraestructura de GN para generación eléctrica.
Aspectos económicos: Los principales efectos, técnicos y económicos, del proceso de descarbonización de la matriz eléctrica se comenzarán a evidenciar a partir del año 2025, y ya hacia el año 2027 la colocación de GN debería igualar o superar la colocación de producción en base a carbón.
Aspectos medioambientales: Una vez que culmine el retiro completo del parque a carbón y se incorpore el proyecto Línea HVDC Kimal-Lo Aguirre, el gran volumen de ERV y la base de GN formarán un mix virtuoso que permitirá reducir las emisiones de CO2 que se generan en nuestra matriz eléctrica, a menos de la mitad o incluso a cerca de un tercio, a partir de la mitad de la próxima década. Los resultados anteriores no son extrapolables a calendarios de retiro de plantas a carbón en fechas más tempranas (por ejemplo, al 2025), pues este nivel de reducción de emisiones de CO2 sólo se puede alcanzar si concurren copulativamente habilitadores tales como: un nivel de integración de ERV efectivo como el considerado en el presente estudio; un desarrollo de transmisión, en sus distintos segmentos, que se adapte y acompañe esta transición; la Línea HVDC Kimal-Lo Aguirre en plena operación; y recursos e infraestructura en base a GN o almacenamiento que permitan gestionar elevados niveles de inserción de ERV.
julio 26, 2021 | Industria
«La eliminación o alteraciones relevantes que se le introduzcan a la actual NT GNL pueden generar impactos en el suministro de GN (Gas Natural) en nuestro país, el que involucra tanto a generadores eléctricos como a otro tipo de usuarios de los terminales de de regasificación».
Así lo señaló Carlos Cortés, presidente de la Asociación de Empresas de Gas Natural (AGN) sobre la Norma Técnica de despacho de centrales GNL, que se revisa en la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados, donde la figura de inflexibilidad está en el centro de la discusión.
Propuesta CNE
El representante gremial abordó las propuestas de la Comisión Nacional de Energía (CNE) para modificar la Norma Técnica, señalando que «no toma en cuenta los modelos de gestión del almacenamiento común de GNL en los estanques de los terminales, en los cuales existen compromisos de recepción de embarques y entregas no sólo para usuarios del sector eléctrico».
«En particular, con respecto al mecanismo del ‘Reporte de volúmenes potencialmente inflexibles’ y la determinación semanal que efectuará el Coordinador mirando las siguientes 6 semanas, una empresa del sector eléctrico podría tener que retrasar o cancelar un embarque comprometido por decisión del Coordinador. Este hecho podría alterar la programación del terminal, afectando a otros usuarios que comparten la misma infraestructura», afirmó.
Cortés sostuvo que los cambios también generarían «restricciones operacionales que podrían traer como consecuencia que disminuyan los volúmenes de compra de GNL. Además, se genera incertidumbre para la adquisición de volúmenes de GNL para el sector eléctrico (ya que no se garantiza su posibilidad de utilización)».
Dentro de las conclusiones, se indica que la normativa que se implemente «debe ser consistente con la logística a nivel mundial del GNL, creando las condiciones para que el GN desplace a combustibles más contaminantes, como el diésel y el carbón, aportando a una matriz más limpia, segura y que opere a un menor costo».
«Por todo lo anterior, y hasta no acometer un análisis más acabado y profundo sobre los efectos sistémicos en la industria del GN de una modificación como la planteada en la propuesta de la CNE, consideramos conveniente mantener la actual normativa, la que sin duda puede ser perfeccionada», concluyó Cortés.
julio 19, 2021 | Industria
Las propuestas de la Comisión Nacional de Energía (CNE) para cambiar la Norma Técnica sobre despacho de centrales GNL, donde se establece la llamada figura del Gas Inflexible fue el centro de las críticas por parte de tres gremios del sector energético: GPM A.G., que reúne a los pequeños y medianos generadores; la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol) y Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G).
Estas asociaciones presentaron su reparos a las modificaciones planteadas por el organismo regulador en torno a este tema, durante la sesión de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados que analiza esta materia. Anteriormente, los representantes de la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroléctrica (Apemec) también plantearon sus observaciones a las propuestas.
Exposiciones
En su exposición a la comisión, Danilo Zurita, director ejecutivo de GPM A.G. planteó que la modificación de la normativa «no tiene el análisis técnico/regulatorio ni los antecedentes suficientes para prorrogar la existencia de la inflexibilidad o para eliminarla, faltando un análisis de impacto regulatorio profundo de las implicancias de modificar esta Norma Técnica».
El representante gremial reiteró la postura del gremio en cuanto a que el impacto de corto plazo es «una depresión artificial de costos marginales, que impactan las transacciones entre generadores», además de desplazar generación renovable, y de «efectos al largo plazo que aún no tienen análisis», especialmente en la competencia del sector de generación.
A su juicio, al gremio le «preocupa la falta del debido análisis de los impactos que producen las modificaciones regulatorias que se promueven actualmente», particularmente en los efectos sobre la decisiones de inversión y en el resultado de las licitaciones de suministro regulado de agosto próximo.
Zurita afirmó que la normativa debe establecer «que no existan vertimientos de energías renovables debido a la colocación del GN, además de que el costo marginal debe ser calculado con el valor real del GN, y de limitar la “inflexibilidad” a casos realmente excepcionales».
Acera
Por su parte, Carlos Finat, director ejecutivo de Acera A.G., indicó la necesidad de tener «una total transparencia» en este tema, precisando que en «la nueva versión de la NT de GNL se garantice que todos los agentes reciban la misma información del procesamiento de cada solicitud de inflexibilidad y al mismo tiempo».
Otros puntos que propugna el gremi es que «no haya afectación del Despacho Económico ni de las transferencias económicas entre agentes», además de que la Norma Técnica «debe aplicar al Programa Anual de Entregas de GNL (ADP) que se cierra en 2021 y que rige para 2022».
«Se debe tener un plazo de expiración que permita adecuar los contratos actuales a la realidad del mercado. Proponemos que la cantidad máxima de GNL que determine el estudio de GNL se reduzca cada año en 20 puntos porcentuales hasta llegar a cero en cinco años#», agregó.
Acesol
Carlos Cabrera, presidente de Acesol, señaló que la modificación en curso de la NT de GNL «debe corregir cuatro aspectos principales en relación a la NT de GNL vigente: «De no eliminarse la condición de inflexibilidad, la aplicación de esta condición debe ser efectivamente excepcionalísima. (60% el 2019 y 51% el 2020); que todo el proceso de solicitud y aprobación de un cierto volumen de gas sea considerado inflexible debe ser totalmente transparente; la necesidad de no haber afectación del Despacho Económico ni de las transferencias económicas entre agentes, y que se aplique al ADP que se cierra en 2021 y que rige para 2022».
Además, según el gremio, el Coordinador Eléctrico Nacional debe adoptar «una mayor transparencia en el proceso de aprobación de solicitudes de GNLI, publicando desde el mismo momento de presentada una solicitud, toda la información pertinente a ella, así como las condiciones de cumplimiento exigidas al solicitante».
La solicitud de Acesol expuesta a los diputados es que el alcance y las definiciones de la NT, «debieran discutirse (complementarse) a nivel de reglamento, pues no es evidente como la CNE puede permitir saltos del orden económico consagrado en instrumentos regulatorios de mayor nivel jerárquico legal».
También indicaron que «la información debe entregarse en tiempo y forma a todos los agentes que pudieran verse afectados directa o indirectament y que se incentive a las empresas de GNL a adecuar sus contratos al nuevo contexto de mercado (Mayor Flexibilidad)».
Asimismo mencionaron la posibilidad de eliminar paulatinamente las declaraciones de inflexibilidad, junto con «limitar anualmente porcentaje permitido de Inflexibilidad en una ventana de 5 años contados desde la publicación de la nueva NT. (Trade-off entre Precio vs Flexibilidad)».
Apemec
En la primera reunión de la comisión para ver este tema, estuvieron presentes el nuevo presidente de Apemec, José Manuel Contardo y el director ejecutivo, Rafael Loyola, quienes también expusieron reparos a la propuesta de cambios de la CNE.
El gremio destacó algunos puntos respecto de la justificación técnica de la norma y del impacto en el vertimiento de energías ERNC, como que la condición de inflexibilidad regulada bajo la Norma no existe: «Hemos planteado en diversas instancias el hecho que la condición de Inflexibilidad que la NT-GNL, que se implementó el año 2016, y que ha seguido teniendo sucesivas revisiones hasta el día de hoy, en los hechos no existe, es decir, no tiene una justificación ni técnica, ni económica, ni legal».
«Mantenemos nuestra firme convicción de que la condición de inflexibilidad que define la NT-GNL vigente y la del proyecto en consulta debe ser totalmente eliminada, pues dicha condición no existe, y actualmente en el mercado internacional del gas se hace menos sostenible su concepto. Por otra parte, genera graves distorsiones al mercado y produce efectos anticompetitivos, además de varios otros efectos negativos que hemos hecho presente», se indic.
Dentro de las propuestas del gremio están:
-Limitar al 5% del volumen anual declarado en el ADP, como el máximo de inflexibilidad de cada generador GNL, de manera de garantizar en forma simple y efectiva la excepcionalidad, siendo por lo demás ésta un objetivo central de la presente modificación normativa. Esta limitación de la inflexibilidad restringe los eventuales efectos distorsionantes que puedan surgir de la aplicación del punto 1) de esta propuesta alternativa.
-Establecer que el despacho forzado de una central en modalidad inflexible indicado en el punto 1), debe reemplazar otros combustibles fósiles y, en lo posible, no puede significar el vertimiento de energías ERNC, de modo que el GNL inflexible no contribuya a aumentar las emisiones de CO2e y no afecte a las inversiones renovables.
-Establecer un período máximo de 5 años que vaya disminuyendo la limitación indicada en el punto 2), con el objeto de permitir las adecuaciones contractuales para aquellos contratos antiguos que mantenga rigideces. Una vez concluido este período, se elimina definitivamente la inflexibilidad.
julio 8, 2021 | Industria
El proceso de discusión en torno a la modificación de la Norma Técnica de despacho de centrales a gas natural, especialmente en torno a la figura del GNL inflexible, de acuerdo con el análisis de Generadoras de Chile, «ha servido como instancia para reflexionar sobre la necesidad de realizar cambios más profundos en el diseño y regulación del mercado eléctrico chileno, como la opción de transitar desde el actual mercado basado en costos auditados a un mercado de energía basado en ofertas».
El tema fue abordado en el boletín mensual del gremio, donde se sostiene que esta reflexión «emerge producto de los extensos procesos administrativos, descritos en normas técnicas, que son necesarios para gestionar adecuadamente un mercado basado en costos, en el cual el Coordinador del sistema es el responsable de estimar los costos de oportunidad de todas las tecnologías que participan del mismo en base a modelos de simulación. Es de esperar que estos procesos administrativos se vuelvan cada vez más desafiantes en la medida que aumenta el tipo y número de unidades que participan en el sistema».
En vista al cumplimiento de las metas de carbono neutralidad y a las adaptaciones del sistema eléctrico ante la transición energética, Generadoras también señala la necesidad de iniciar un proceso de discusión «para evaluar la inclusión en una hoja de ruta de modernización del mercado eléctrico chileno una transición a un mercado de energía basado en ofertas, ponderando todos las variables relevantes a considerar en una transición de este tipo, incluyendo los plazos requeridos para implementar nuevas plataformas tecnológicas y adecuar la regulación».
«Creemos importante el contar con un proceso extenso y profundo de análisis y diálogo colaborativo que permita identificar un diseño de mercado que sea habilitante de una transición energética que resulte en el máximo beneficio para toda la sociedad», se indica en el reporte del gremio.
Propuesta CNE
La asociación además comentó algunas de las propuestas de la Comisión Nacional de Energía (CNE) para modificar la Norma Técnica, señalando que «será de suma importancia que las estimaciones de los volúmenes máximos que puedan ser declarados inflexibles por las empresas GNL sean determinados en base a herramientas de modelación adecuadas, que capturen todas las complejidades que puedan tener un impacto».
«También sería adecuado considerar una mayor frecuencia de actualización del Estudio GNL, ya que la propuesta de NT GNL de la CNE es que se realice un estudio anual y que se considere sólo una instancia de actualización del mismo. Sin embargo, una mayor frecuencia de actualización del estudio permitiría que las estimaciones de volúmenes de GNL necesarios para minimizar el costo de operación del sistema se realicen utilizando la mejor información disponible sobre el estado y evolución de variables relevantes, como la hidrología observada a la fecha y el avance en la entrada (y salida) de proyectos de generación y transmisión», se precisa.
