agosto 24, 2021 | Industria
La necesidad de considerar las oportunidades de flexibilidad que ofrece el mercado internacional de GNL, para minimizar los costos de las rigideces involucradas en el suministro de este combustible en el mercado local, fue uno de los puntos que se abordaron en la conferencia «Impacto del GNL inflexible en la generación renovable: Mitos y realidades», organizada por la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec), y producido por B2B Media Group, donde se dieron a conocer tres estudios distintos en torno al tema.
En el conversatorio participó el director de Breves de Energía (BdE) y profesor adjunto de la Pontificia Universidad Católica, Cristián Muñoz, Marco Pourteau, socio de Energy Advisor, y el consultor Ignacio Alarcón, quienes expusieron los trabajos, los cuales posteriormente fueron comentados por el académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile e investigador del Instituto de Sistema Complejos de Ingeniería (ISCI), Rodrigo Moreno.
Primer estudio
El primer estudio «GNL inflexible: Precios spot y seguridad de suministro» fue presentado por Cristián Muñoz, el cual tenía como objetivo cuantificar el impacto de las declaraciones de inflexibilidad del año 2019 hasta marzo 2021. «Cuando nace la industria de GNL y explotación de los recursos no convencionales no había mucho dinamismo, los contratos eran punto a punto porque las inversiones eran muy altas. Me llamó la atención que los volúmenes de gas disponibles, los considerados inflexibles eran totalmente altos».
«Lo importante es tratar de medirlo, por lo tanto surgió este estudio, que se realizó con simulaciones semanales expost de la operación con diferentes volúmenes inflexibles de GNL. Referencias de usos anteriores de la metodología como el error Ornisc, Rm-29, y las liquidaciones de seguros por lucro cesante».
«Entre los principales resultados se advierte que, la decisión de usar un volumen inflexible de GNL es discreta, planta apagada o despachada. El costo no convexo con efectos similares al mínimo técnico de las termoeléctricas», explicó el académico.
Muñoz presentó su segundo estudio sobre seguridad de abastecimiento con descarbonización acelerada, el cual responde a la pregunta sobre si las restricciones en las compras de GNL podrían causar una falla en el abastecimiento. «En este estudio se usaron las bases de descarbonización del Coordinador y corridas Plexos. En la semana más crítica de 2026, las centrales a gas entran en base y aún con gas, no hay falla. El estudio asume disponibilidad de petróleo».
Entre los principales resultados, se encuentra que la decisión de declarar un volumen inflexible «es una restricción no convexa con efectos similares a las operaciones a Mínimo Técnico, es decir, deprime los precios spot de la energía. La opción de declarar GNL inflexible es una herramienta de manejo de riesgo, no hay garantías de que la optimización privada que realicen estos generadores sea coincidente con el óptimo social y finalmente, los generadores que compran GNL tienen una posición dominante en el spot, lo que justifica la intervención de la CNE”.
Segundo estudio
Por otra parte, Marco Porteau presentó el estudio «Oportunidades de flexibilidad en el mercado internacional de GNL», el cual expresa que la visión de un mercado pequeño, inmaduro y rígido es una visión distorsionada que existía hace décadas, por lo que indicó que el mercado actual de GNL «es dinámico, complejo y ofrece tremendas oportunidades».
El especialista sostuvo que «hay muchas oportunidades de donde buscar volcar GNL cuando haga falta. El mercado internacional de GNL ofrece hoy enormes oportunidades de flexibilidad para minimizar los costos de las rigideces involucradas en el suministro de GNL a Chile, pero se requiere modificar la actual visión que se tiene de los contratos de GNL por una más dinámica: los desvíos de buques sobre contratos son habituales, más de 20 operadores activos en trading de cargamentos, maximización de valor de cada cargamento de GNL».
Tercer estudio
Finalmente, Ignacio Alarcón presentó el estudio «Efectos del GNL Inflexible en el Plan de Expansión de Generación», basado en los supuestos de que cada nivel de GNL declarado inflexible se mantiene durante todo el horizonte del estudio de expansión de la generación en el sistema eléctrico. La modelación de su estudio consideró un horizonte de 10 años, de 2025 a 2034, abracando las zonas del norte grande, norte chico, centro y sur del Sistema Eléctrico Nacional.
«En el plan de expansión hay reducción importante en la instalación de nuevos proyectos de generación renovable. En todos los casos hay mayor penetración de energía eólica. En el caso con retiro acelerado (del carbón), aumenta muchísimo la penetración de energía renovable pero aumenta la eólica y no la solar. Esto se debe a que en años previos ha habido instalación importante de generación solar lo que hace que los precios en horas con sol bajen y no justifique la entrada de nuevos proyectos. En el caso de los combustibles que se mantienen constantes, la instalación de generación renovable es más parecida en los cuatro escenarios, el efecto es menor la caso base».
Por otra parte, Alarcón agregó que en las emisiones de c02, «es importante notar el efecto de los retiros de las centrales a carbón, que se empieza a notar más al final cuando empiezan a retirarse en su mayoría, pero en el caso del retiro acelerado al 2030, tenemos disminución importante en las emisiones de c02 y en todos los casos hay un cruce. Al comienzo, el gas inflexible reduce las emisiones pero hacia futuro las aumenta. Eso se debe a que se está desplazando el carbón y más adelante desplaza energías renovables».
Análisis
El académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de chile, Rodrigo Moreno, comentó las exposiciones, señalando que las declaraciones de GNL inflexible que realiza la industria sí pueden «mover los precios del mercado spot y eso es un indicio para seguir invirtiendo, lo más difícil es hablar sobre las competencias, pero este es un tema que hay que seguir trabajando, por ejemplo es necesario estudiar en detalle las sensibilidades finas de cada una de las firmas en distintas circunstancias».
«Estos mecanismos deben considerar el timing, lo que para mí es muy crítico porque el tiempo en que se toman las decisiones obviamente va a afectar y se debería tener en consideración para dirigir a la industria del gas a su punto deseado», culminó el académico.
agosto 20, 2021 | Industria
Las oportunidades de flexibilidad en el mercado internacional de GNL es uno de los estudios que se presentarán este martes 24, een la conferencia «Impacto del GNL Inflexible en la generación renovable: Mitos y Realidades», que realizará la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec), entre las 9 y 11 horas, donde también se mostrarán dos trabajos más sobre este tema.
Rafael Loyola, director ejecutivo de la asociación gremial, sostiene que la conferencia es parte del trabajo que vienen realizando en las discusiones de política pública, «en materia de mercado eléctrico y regulación hídrica, siendo este el primero de los seminarios virtuales mediante los cuales iniciaremos nuestro aporte en el debate de este tema».
«Como Apemec pondremos siempre como foco primordial para el mercado eléctrico los principios de eficiencia económica, la certeza jurídica y la libre competencia, elementos que creemos son esenciales para una desarrollo sano, sustentable y sostenible del sector», indica.
Según Loyola, «el objetivo concreto de este primer Webinar es dar conocer a la opinión pública dos estudios fundamentales que tienen que ver con el impacto del GNL inflexible en la generación renovable: el primero desarrollado por el académico Cristian Muñoz el cual demuestra la distorsión que la inflexibilidad del gas ha generado en las transferencias del mercado spot de la energía».
«El otro estudio, desarrollado por el académico Ignacio Alarcón, demuestra diversos impactos a 2034, entre los que destacan menores inversiones en renovables y almacenamiento, mayores emisiones de gases de efecto invernadero y un incremento en los costos operacionales del sistema. También tendremos la presencia del destacado consultor en GNL Marcos Pourteau, presentándonos su ponencia «Oportunidades de flexibilidad en el mercado internacional de GNL», agrega.
agosto 17, 2021 | Industria
En el marco del encuentro organizado por el World Energy Council (WEC Chile) llamado «Desafíos de un Mercado Energético para Chile», el académico de la Pontificia Universidad Católica, Enzo Sauma, expuso acerca de los desafíos de las renovables intermitentes como fuente de flexibilidad y abordó conjuntamente los sistemas de almacenamiento en cuanto a tecnología y regulación.
El especialista comenzó señalando: «Hoy en día (la flexibilidad) lo dan las centrales térmicas, las centrales de ciclo combinado, de gas natural, lo pueden dar las carboneras y las centrales a petróleo. También lo pueden dar las centrales hidráulicas, pero uno de los problemas que tenemos con que lo provean las centrales hidráulicas es que cada vez se masifica más y necesitamos más de su disponibilidad y tenemos problemas de sequía».
Disponibilidad
«El hecho de que el cambio climático hace que cada año tenemos un 1% menos de agua disponible, entonces esto hace poco probable que las centrales hidráulicas sean las grandes fuentes de flexibilidad en el Chile del 2050. Entonces hoy en día estamos confiando en las centrales térmicas», agregó.
En base a lo anterior, el académico reflexionó acerca de qué otra forma se puede proveer esa flexibilidad y respondió “puede ser con almacenamiento y puede ser con gestión de la demanda, el tema es que hoy en día, el almacenamiento y gestión de la demanda, todavía no son costo efectivos como las centrales térmicas”.
“O sea desde un punto de vista económico, es mucho más barato proveer flexibilidad con centrales térmicas que con almacenamiento. Ahora proveerla con centrales térmicas tiene sus complicaciones porque, por ejemplo, una central a carbón, no puedo encenderla y apagarla cuando se quiera porque es aún más contaminante y costoso”, señala.
Almacenamiento
Enzo Sauma planteó también de cómo se puede avanzar para tener un sistema -que, aunque no sea 100%- ronde entre los 90% de energía renovable en el 2050 y según señala que se puede avanzar en “el almacenamiento, que hoy es más costoso que las térmicas, pero todos los pronósticos dan a entender que entre 2025 y 2030, en algún minuto, el almacenamiento puede ser competitivo”.
Del mismo modo, el académico ejemplificó con el proyecto solar de “Laguna Espejo de Tarapacá”, que consta de una estación de bombeo de 300 MW que va conectado a una planta solar PV, que genera electricidad en las horas de no sol (noche y madrugada).
En relación a eso, Sauma señala que “hay harto que hacer, no es solo un tema tecnológico, hay todavía temas de remuneración de los servicios complementarios, cómo se define almacenamiento, porque no hay un sector almacenamiento entonces son cosas que hay que discutir”.
mayo 28, 2021 | Industria
Categórica es la posición de la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec) respecto a los cambios que se realiza en torno a la Norma Técnica de Gas Natural, también conocida como gas inflexible. Sgún el director ejecutivo del gremio, Rafael Loyola, esta figura «está claramente siendo utilizada en un comportamiento estratégico por parte de los titulares de centrales a gas para deprimir artificialmente los precios spot en su favor».
De acuerdo con el ejecutivo, esta figura no existe comercialmente, añadiendo que su uso (al cual no cataloga como excepcional) provoca señales inadecuadas de inversión para los desarrolladores de energías renovables.
Panorama
¿Cuál es la situación actual del GNL inflexible y su impacto en la operación del sistema eléctrico para otros actores?
A pesar de las mayores restricciones definidas en la norma de 2019 (actualmente vigente), el uso de la condición de inflexibilidad por parte de los generadores GNL, el año 2019 alcanzó al 60% de las importaciones de GNL y fue equivalente al despacho permanente de una central de 500 MW en el sistema. En términos de impacto del precio spot, la inflexibilidad implicó una reducción promedio anual de 4,4 USD/MWh, es decir, cerca del 8% del precio spot. En términos de transferencias económicas, esto implicó menores compras spot por parte de los generadores GNL (y menores ventas de los generadores renovables), del orden de US$63 millones. Asimismo, el despacho forzado de GNL permitió a varios de los generadores GNL almacenar agua en sus embalses, energía que pueden despachar y vender posteriormente en el mercado spot. Este ahorro se estima del orden de 778 GWh, lo que representa unos US$31 millones adicionales al beneficio de menores costos de compra de energía en el mercado spot, y que viene a compensar gran parte del costo del gas adquirido que se habría despachado a costo cero en el sistema producto de la declaración de inflexibilidad.
Esto evidencia que el uso de la inflexibilidad por parte de los generadores GNL, está muy lejos de ser una situación excepcional como lo dispone la norma, y está claramente siendo utilizada en un comportamiento estratégico por parte de los titulares de centrales a gas para deprimir artificialmente los precios spot en su favor, ello derivado de su posición comercial deficitaria en relación a los contratos con las compañías distribuidoras.
¿Qué te parece la propuesta de la CNE en este tema, dentro de la mesa de trabajo?
Recientemente la CNE ha presentado lineamientos conceptuales sobre los cambios que tendría la nueva norma técnica. En tal borrador, la CNE no sólo ha persistido en mantener la condición de inflexibilidad, sino que además ha planteado la incorporación de una serie de complejidades adicionales en la regulación de estas declaraciones de gas inflexible, involucrando incluso nuevas responsabilidades para el Coordinador Eléctrico Nacional, quien ha manifestado abiertamente que aquello escapa a sus competencias legales. Es más, los comentarios que surgieron de esta propuesta en la instancia de revisión de la norma, publicados en el proceso normativo, han generado un rechazo transversal, tanto desde los generadores GNL que buscan mantener la condición de inflexibilidad, como de los expertos de la mesa que señalan que debe eliminarse. Esperamos que se pueda recapacitar eliminado esta condición tal como recientemente lo ha hecho la regulación peruana, dando garantías a las energías renovables en relación al cumplimiento de los principios de legalidad y despacho por mérito.
Distorsión
¿Cree que esta figura una distorsión, como se está planteando en el actual debate?
El mercado spot de energía opera bajo un esquema de despacho centralizado y con costos auditados para definir el despacho y la producción de cada unidad generadora del sistema eléctrico, al mínimo costo posible y bajo ciertos estándares de seguridad. Así, para que se pueda determinar el costo marginal de la energía del sistema, todos los generadores tienen la obligación de declarar al CEN sus respectivos costos efectivos de producir energía eléctrica con sus centrales, cuyo más importante componente es el costo del combustible utilizado en centrales termoeléctricas, entre ellas, el carbón, el gas natural y el petróleo. A partir de 2016, la CNE introdujo, mediante una norma técnica, una regla especial y exclusiva para los declarantes de costos de combustibles en base a gas natural licuado regasificado. Sin embargo, más allá de las condiciones técnicas, esta normativa permite que las empresas que tienen centrales que operan con este gas, puedan, bajo condiciones supuestamente excepcionales, declarar sus compras de gas a costo cero.
La CNE define esta condición excepcional en la norma como “condición de inflexibilidad”, la que puede justificarla el mismo generador declarante, en el caso que éste eventualmente no pueda destinar el gas a un uso distinto al de generación, sin incurrir en un perjuicio económico relevante declarado por éste mismo. El efecto de esto es que se traspasa el costo a los demás generadores excedentarios del sistema, principalmente renovables. La génesis de esta definición de inflexibilidad, que sólo rige exclusivamente para el gas natural licuado regasificado, estaría sustentada en las rigideces del mercado internacional del gas y de los contratos de compra de este combustible, que supuestamente le impedirían a los compradores chilenos poder buscar alternativas contractuales o extracontractuales para manejar sus compromisos y sus eventuales excedentes, dejándolos eventualmente expuestos a perder el gas importado. Lo cierto es que tal inflexibilidad no existe comercialmente, todos los contratos cuentan con cláusulas que permiten, redirigir los envíos de GNL, y aun cuando no las tuviesen, la misma norma les exige adecuar sus contratos para incorporarlas. En la práctica, la inflexibilidad no tiene un sustento real y, sin embargo, se ha instalado en nuestro sistema como un mecanismo que otorga una ventaja anticompetitiva al conjunto de generadores que la utilizan a su favor.
¿Se requiere una regulación que apunte a la protección de la competencia o una que vaya a la operación del sistema?
Ese es claramente un falso dilema. Se requiere una regulación que, primeramente, esté acorde con la ley general de servicios eléctricos y no permita el comportamiento estratégico en la adquisición de energía spot y que, al mismo tiempo, envíe una señal de precios correcta al mercado. Por otra parte, ninguna regulación puede pasar a llevar la libre competencia. Terminar con la posibilidad de declarar el GNL en calidad de inflexibilidad no implicará en ningún sentido la eliminación del gas en el sistema, sino que solo se expresarán los precios reales de tal combustible, tal como acontece con cualquier otra tecnología del sistema. Ese es justamente el propósito de los costos marginales, reflejar el costo real de la energía, que permite a sistema dar las señales adecuadas de inversión para promover las tecnologías más eficientes, en particular a las tecnologías renovables y limpias, que hoy se ven desplazadas y postergadas por una tecnología contaminante, y todo ello, gracias a una condición anticompetitiva, impuesta por un acto administrativo, que además es inexistente en los hechos.
Desde el punto de vista de seguridad sistémica, un reciente estudio ya demostró que la eliminación de la condición de inflexibilidad no genera ningún impacto, incluso ante un escenario de descarbonización acelerada al 2025. Por lo demás, cabe señalar que los generadores son esencialmente racionales y saben que una medida de presión, como la que han anunciado de no trae más gas, no les conviene, ni el regulador debiera permitir que pongan en riesgo el sistema.
mayo 26, 2021 | Innovación y Tecnología
El Grupo Enel inauguró la iniciativa Flexibility Lab, que cuenta con cuatro centros de pruebas descentralizados, en Italia y España, con personal altamente cualificado, sistemas avanzados e instrumentación de última generación para reproducir las complejas condiciones operativas reales de las redes eléctricas para experimentar soluciones de flexibilidad.
«La disponibilidad generalizada de energía procedente de fuentes renovables, el desarrollo de la movilidad eléctrica y el aumento de la electrificación por parte del consumidor requieren una mayor robustez de la red, con el fin de responder a las necesidades de un mundo energético que está adoptando rápidamente una transición energética completa», declara Antonio Cammisecra, director de Global Infrastructure and Networks de Enel.
«Con Flexibility Lab, Enel abre cuatro centros de excelencia que permitirán en el futuro a todos los stakeholder en el mercado emergente de la flexibilidad colaborar, probar y verificar sus soluciones dentro de un marco real de funcionamiento de una red de distribución que garantiza la neutralidad tecnológica. Al fomentar la colaboración de múltiples partes interesadas, el Flexibility Lab aspira a mejorar la contribución y difusión de los recursos energéticos distribuidos conectados a la red, apoyando así los ambiciosos objetivos de descarbonización de la hoja de ruta hacia un futuro sin emisiones netas», agregó el ejecutivo
La iniciativa busca que los operadores de sistemas de distribución fomenten los servicios de flexibilidad en una estructura de mercado transparente y justa, con el fin de aumentar la eficiencia de la gestión del sistema eléctrico. Las ubicaciones experimentales permiten la prueba avanzada de soluciones de flexibilidad dentro de una red eléctrica interconectada simulada, emulada o incluso real.
Sedes
Las cuatro sedes del Flexibility Lab, ubicadas en Milán y Bari, en Italia, y en Málaga y Barcelona, en España, se centrarán en diferentes aspectos de la flexibilidad en la red: las sedes italianas, en Milán y Bari, se especializarán en soluciones para redes eléctricas de media y baja tensión, respectivamente, y ofrecen funciones de simulación y emulación digital en tiempo real, pruebas de estrés e integración de sistemas para los diversos recursos de flexibilidad (generación distribuida, movilidad eléctrica, sistemas de almacenamiento y sistemas de compensación de energía reactiva), observabilidad de la red y sistemas de regulación.
Las sedes españolas de Barcelona y Málaga cuentan con la infraestructura necesaria para desarrollar proyectos piloto relacionados con la flexibilidad dentro de una red eléctrica simulada, emulada e incluso con interconexión real. La sede de Barcelona tiene las condiciones adecuadas para actuar como laboratorio y acoger el Centro de Control de Flexibilidad, que permitirá supervisar los diferentes pilotos de flexibilidad que se pongan en marcha. Esta sede contará además con una instalación totalmente equipada para poder realizar las pruebas tecnológicas relacionadas con la movilidad eléctrica y la integración vehículo-red, así como emuladores de demanda y generación y dispositivos de almacenamiento de diferentes tecnologías.
Por su parte, la sede de Málaga, miembro de la European Network of Living Labs (ENoLL), ofrece una infraestructura de red inteligente adecuada para realizar pruebas, bajo diferentes escenarios, en condiciones que se aproximan al máximo a la realidad. El living lab de Málaga alberga actualmente el desarrollo del proyecto europeo Coordinet, sobre operación flexible de la red, y con foco principal en pruebas técnicas sobre gestión de congestión en media y baja tensión con participación de la demanda.
