noviembre 8, 2021 | Industria
El resultado de la licitación de suministro eléctrica, la elección del nuevo Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional, la publicación de la Norma Técnica de GNL y los avances en innovación y en equidad de género fueron algunos de los temas que expuso el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, José Venegas, en la cuarta sesión del año del Consejo de la Sociedad Civil paritario (Cosoc).
Participaron en esta reunión on line en representación del Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas (Cigre), Katherine Hoelck –quien además es presidenta del Cosoc CNE- y Felipe Andrews; por la Facultad de Ingeniería y Ciencias de la Universidad Diego Portales, Claudio Huepe; la Directora y el director fjecutivo de la Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores (GPM A.G.), Laura Contreras y Danilo Zurita; el director ejecutivo de la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados (Acenor A.G.), Javier Bustos; el presidente ejecutivo de la Asociación de Empresas de Gas Natural A.G. (AGN A.G.), Carlos Cortés; la directora (S) de Comunicaciones y el director de Estudios de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera A.G.), Carolina Cifuentes y Darío Morales; la investigadora de la Fundación Libertad y Desarrollo, Macarena García; la directora de Asuntos Corporativos y la directora de Estudios de la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol), Marcela Puntí y Aura Rearte; de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN A.G.), Dasla Pando; del Colegio de Ingenieros, Federico Sobarzo; el director de Estudios de Generadoras de Chile, Francisco Muñoz; de la Asociación de Transmisores de Chile A. G., Silvia Ormazábal
Forman parte también del Cosoc de CNE, la Corporación Nacional de Consumidores y Usuarios de Chile (Conadecus), la Federación Nacional de Cooperativas Eléctricas (Fenacopel) y Empresas Eléctricas A.G.
Junto al secretario ejecutivo de la CNE participaron el jefe del Departamento de Información, Estadísticas y Participación Ciudadana, Kiumarz Goharriz y la abogada del Departamento Jurídico de la Comisión, Catalina Irarrázaval.
El Cosoc para el período 2021 – 2022 de la CNE se constituyó en el marco de la Ley N°20.500, sobre Asociaciones y Participación Ciudadana en la Gestión Pública. Los Cosoc constituyen uno de los diversos mecanismos de participación ciudadana y su principal objetivo es el acompañamiento a la Comisión Nacional de Energía en los procesos de diseño, ejecución y evaluación de sus planes, políticas y programas.
noviembre 2, 2021 | Industria
Por indebida consideración de observaciones ciudadanas, ausencia de un Proceso de Consulta Indígena (PCI), exclusión de las comunas de Tomé y Penco del Proceso de Participación Ciudadana (PAC) y por la entrega de información insuficiente para el descarte de efectos significativos adversos sobre la fauna; el Tribunal Ambiental de Valdivia, con jurisdicción desde Ñuble a Magallanes, anuló la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) del proyecto Terminal Marítimo GNL Talcahuano, de Inversiones GNL Talcahuano SpA.
Este sábado pasado fueron notificadas las sentencias de cinco reclamaciones relativas a resoluciones de la Comisión de Evaluación Ambiental de la Región del Biobío y el Comité de Ministros, que habían desestimado diversas impugnaciones contra la autorización del proyecto.En el caso de las causa R-1-2020, donde se alegó la exclusión de la comuna de Penco de las actividades de participación ciudadana; y la causa R-21-2019, donde se alegó la exclusión de las comunas de Penco y Tomé, el Tribunal destacó que al momento de iniciarse la PAC, el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) consideraba a ambas comunas dentro del área de influencia; y verificó que en el expediente de evaluación existían antecedentes para comprender que estas comunas se encuentran dentro del área de influencia para emisiones atmosféricas, de ruido, medio humano; además en el caso específico de Penco, afectación al componente paisaje.»Las actividades informativas en el contexto de la participación ciudadana se concentraron en el plazo de un mes aproximadamente y ninguna se realizó en las comunas de Penco y Tomé, no obstante – como se indicó- el Proyecto generará impactos en dichas comunas», sostuvo el Tribunal.Y se agregó: «La autoridad administrativa tiene el deber de crear las condiciones que posibiliten la participación de la comunidad en la evaluación ambiental, especialmente de las organizaciones locales y personas que se verán potencialmente afectadas por el Proyecto», lo que no se cumplió en este caso.
Consulta Indígena
El Tribunal Ambiental de Valdivia también notificó este sábado la sentencia en causa R-6-2020, «Mercedes Del Carmen Yevilao y Otros con Comisión de Evaluación Ambiental Región del Biobío», que determinó anular la RCA del proyecto, ya que su evaluación ambiental no consideró la realización de Consulta Indígena.
Según el fallo, dado que la RCA que reconoce el proyecto generará impactos adversos significativos sobre recursos bentónicos, la autoridad debió determinar si dichos impactos se producen en lugares con presencia de grupos humanos pertenecientes a los pueblos indígenas.
«Personas pertenecientes a los pueblos indígenas, miembros de la Asociación Wepu Repü, realizan sus actividades extractivas de recursos bentónicos en zonas en que se generarán impactos significativos a los recursos hidrobiológicos, específicamente en el sector donde se encontrará el gasoducto. Dicha circunstancia si bien no denota, por sí sola, una alteración al sustento económico o supuesto uso tradicional del recurso, sí permite concluir que el impacto se produce en un lugar con presencia de grupos humanos pertenecientes a los pueblos indígenas»,. sostuvo la sentencia.
En esta causa, el fallo concluyó que “este vicio del procedimiento debe considerarse esencial desde que omite un aspecto central de la evaluación ambiental como es el proceso de consulta indígena y la participación de los pueblos originarios en los casos en que la legislación expresamente lo prevé”.
Efectos sobre la fauna
Respecto de las observaciones sobre el Humedal Rocuant-Andalién, el fallo en causa R-21-2019, «Comité Nacional Pro Defensa de la Fauna y Flora y Otro con Comité de Ministros» (acumula R-22-2019 y R-23-2019), sostuvo que «no puede estimarse que las observaciones vinculadas a los efectos del ruido respecto de la fauna del humedal se encuentren debidamente consideradas desde que se carece de información para establecer la diferencia del ruido en un escenario con proyecto y sin proyecto en los lugares que sirven de alimentación, nidificación y reproducción de las especies que habitan el humedal».
Sobre el caso específico del Pilpilén, el Tribunal no consideró que la información entregada por el titular sea suficiente para descartar el impacto sobre esta ave, «por lo que no puede descartarse su afectación solo haciendo referencia a ese espacio. En efecto, y como se verá, el Pilpilén es un habitante de playas, y éstas abarcan un espacio más amplio que la zona intermareal», por lo que estimó que la información proporcionada no permitió proponer medidas específicas para no alterar la supervivencia de la especie en el lugar «a pesar de prestar un servicio ecosistémico indispensable para el desarrollo de otras especies y tener una protección legal que intenta evitar toda intervención antrópica que pueda comprometer su presencia y desarrollo».
El fallo, pronunciado por los Ministros Iván Hunter Ampuero, Sibel Villalobos Volpi y Jorge Retamal Valenzuela, concluyó que el proyecto no descartó impactos en todas las caletas identificadas en la zona de estudios; y que respecto del medio marino «es indiscutible que esta evaluación no se hizo una ponderación y calibración de los efectos que el ruido -especialmente el que se produce como consecuencia de la actividad de hincado de pilotes- puede producir a los mamíferos y demás fauna íctica», además de no descartar correctamente los efectos de la resuspensión de sedimento en los bancos naturales por dichas obras.
octubre 22, 2021 | Industria
Rafael Loyola, director ejecutivo de la Asociación de Pequeñas y Medianas Central Hidroeléctricas (Apemec) es lapidario respecto a la nueva norma técnica de GNL, publicada esta semana por la Comisión Nacional de Energía (CNE, pues asegura que es peor a la que estaba vigente anteriormente y que sigue provocando distorsiones al mercado y a la competencia en el sector generador.
A su juicio, el organismo regulador «simplemente hizo oídos sordos a lo mandatado por la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados, la cual solicitó expresamente a la CNE realizar un estudio de impacto social y económico».
Críticas
¿Qué le parece la nueva NT de GNL publicada por la CNE?
Con desazón hemos constatado que la Comisión Nacional de Energía no tomó en consideración muchas recomendaciones en favor de la sana regulación eléctrica, resultando la nueva Norma Técnica inconsistente incluso con la posición que el propio secretario ejecutivo de la CNE manifestó públicamente en su intervención en la cámara de diputados. En este sentido, la nueva Norma Técnica prácticamente desecha la excepcionalidad de la condición de inflexibilidad del gas e impone serias distorsiones al mercado y a la competencia, pero además, suma más posibilidades de declaraciones de gas en condición de inflexibilidad que la antigua Norma Técnica, por ejemplo, al establecer que el gas que se inyecte al sistema durante los próximos dos años podrá ser calificado como inflexible en su totalidad, incluidos los buques spot, lo que resulta realmente sorprendente.
Como hemos señalado en diversas oportunidades, la condición de inflexibilidad no tiene justificación ni técnica ni económica. Sin embargo, la CNE sigue manteniendo esta definición en la Norma Técnica, sin presentar ninguna justificación coherente.
¿Cree que esta normativa incorporó las observaciones realizadas durante su proceso de consulta?
El texto recibió nada menos que 1.162 observaciones, siendo uno de los procesos de consulta pública más observados de este último tiempo. Al revisar el texto completo de observaciones, se constata que no existió casi ninguna consideración a nuestras observaciones, como tampoco a la gran mayoría de las observaciones de otros actores, todas ellas fundadas en principios básicos de la sana regulación económica.
Asímismo, la CNE simplemente hizo oídos sordos a lo mandatado por la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados, la cual solicitó expresamente a la CNE realizar un estudio de impacto social y económico, dada la relevancia del tema. Las respuestas de la CNE sobre esta materia son francamente sorprendentes, pues evaden y desestiman completamente el asunto. Sería bueno conocer la opinión de la Comisión de la Cámara al respecto.
Por otra parte, la CNE incorporó varios elementos relevantes, en especial en sus artículos transitorios, que profundizan el uso de la inflexibilidad y sus distorsiones, elementos que ni siquiera fueron objeto de observaciones porque no estuvieron presentes en el borrador inicial.
¿Qué impacto prevé en el mercado con esta nueva NT?
Los efectos ya las vemos, ya que la aplicación de la nueva Norma Técnica no serán muy distintos de los que se ven hoy con la aplicación de la denominada “minuta” de la gerencia de Mercado del CEN, mecanismo de dudosa legalidad aplicada por parte del Coordinador desde el 4 de septiembre pasado, que ha demostrado tener efectos incluso peores que el GNL inflexible de la norma técnica de 2019, con un impacto a la baja del orden del 50% en el precio spot, lo cual va en directo beneficio de las empresas que utilizan el gas para generación y que están sobrecontratadas.
El despacho forzado del gas ha generado un desacople total con los precios de los combustibles a nivel internacional, pues mientras estos han evidenciado un alza sostenida durante este año, llegando a los 32 USD/MBTU, en Chile este gas se quema a costo cero.
Los efectos sistémicos son preocupantes, donde se prioriza y beneficia un despacho contaminante, bajando artificialmente los precios spot, que no reflejan la escasez existente ante la actual sequía, incrementa los vertimientos de energía renovable, incrementa las emisiones de gases de efecto invernadero y, además, perjudica las inversiones en energía renovable y almacenamiento, necesarias para la anhelada transición energética.
Con respecto al mes de septiembre de 2021, fecha en que empezó a operar la minuta del CEN, se observa un fuerte incremento del vertimiento renovable.
Según la CNE, esta nueva NT «evita el uso excesivo de inflexibilidad de GNL», ¿está de acuerdo?
La verdad es que, por las razones esgrimidas anteriormente, pareciera que se trata de una frase irónica. En efecto, luego de la aplicación de la minuta del Coordinador, casi el 80% del GNL importado fue declarado “gestionable” (que es equivalente a declararlo inflexible). Esto no será muy distinto con la nueva Norma Técnica, por lo tanto, la excepcionalidad, que fue el principal objetivo que se buscó resolver en la Norma Técnica, no es más que letra muerta.
¿Qué perspectiva a futuro ve con esta publicación, considerando que el tema se ha judicializado?
La nueva norma técnica resulta ser sustancialmente peor que la anterior, donde por una parte vemos un claro atentado contra la libre competencia y, por otro lado, un fuerte debilitamiento de la institucionalidad que se ha empecinado, sin justificación racional, a forzar este combustible contaminante.
Esperemos que el Panel de Expertos primero se pronuncie sobre las facultades del CEN para regular el sector a través de una “minuta” que no tendría el respaldo de su Consejo Directivo, y luego, que la Corte Suprema y el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia se pronuncien lo antes posible sobre los aspectos básicos de la regulación económica en materia eléctrica, como son las facultades de la CNE para regular una actividad económica por medio de las Normas Técnicas y sobre los principios de la libre competencia.
A su juicio, ¿qué desafíos técnicos sigue presentando la normativa en este tema?
Existe poca transparencia en varios aspectos de la operación del GNL y de la información que provee el Coordinador. Lamentablemente la minuta y la nueva Norma Técnica agregan un proceso altamente opaco en la determinación del costo de oportunidad del gas y su real justificación.
Vemos además que también hay un fuerte desafío institucional, que permita garantizar que se respeten las reglas del juego y eviten distorsiones de mercado, que, a la larga, afectarán el precio final de la energía y los costos de suministro.
octubre 19, 2021 | Industria
«La señal regulatoria que se entrega no incentiva la celebración de contratos de largo plazo con precios estables, ya que existe el riesgo de quedar bajo la “cuota” de gas inflexible que determina el Coordinador, por lo que podríamos quedar expuestos no sólo a la volatilidad de los precios del mercado internacional, sino que también a la posibilidad de no contar con suministro de GNL ante la posibilidad de que los vendedores privilegien otros mercados cuya demanda y precio sea más atractiva».
Este es parte del análisis que realizó Valgesta Nueva Energía en su boletín mensual, donde abordó la publicación de la Norma Técnica para la Programación y Coordinación de la Operación de Unidades que utilicen Gas Natural Licuado Regasificado.
Según el documento, con la nueva normativa, «dado que los volúmenes spot no tienen opción de ser considerados inflexibles, se introduce un riesgo significativo de no contar con gas ante situaciones de bajo aporte hídrico, lo que podría ser especialmente complejo en el segundo semestre de cada año, periodo en que los ADP consideran menos GNL, dado que es un periodo más difícil de pronosticar.
También se indica la labora que tendrá el Coordinador Eléctrico Nacional, que deberá ajustar «adecuadamente sus modelos de pronósticos, labor que consideramos debe ser realizada con urgencia y apertura ante todos los stakeholders, de manera que exista confianza en el desempeño de estas nuevas funciones por parte del CEN».
Desde el punto de vista de la consultora, en este último punto, «se introduce mediante esta regulación simulaciones del Coordinador que dan lugar a «cuotas» de GNL inflexible, excepciones en caso de escenarios de estrechez hídrica, traspaso de cuotas excedentarias, entre otros aspectos, todo lo cual no recoge lo que varios Ex Secretarios Ejecutivos de la CNE solicitaron en una carta pública, en orden a que «deben evitarse regulaciones que burocraticen la adquisición de Gas Natural, ya que contar con este combustible aparece no solo como una necesidad del sistema, sino que como un verdadero seguro para el suministro eléctrico de los chilenos».
«Finalmente, dada la falta de antecedentes técnicos mostrados por la CNE y siendo esta materia clave para la operación segura y económica del Sistema Eléctrico Nacional, las nuevas autoridades que se instalen a partir de marzo próximo deberán incorporar este tema como parte de su agenda, a fin de generar un entendimiento común sobre la materia, especialmente considerando los desafíos que nos presenta la transición energética, tanto en el corto, mediano y largo plazo», concluye el informe.
octubre 13, 2021 | Industria
Los altos precios del gas natural también tienen un efecto dominó en los mercados de la electricidad, empujando los precios hacia arriba e impulsando la sustitución de combustibles a favor del carbón y el petróleo, lo que también repercute en niveles más altos de emisiones de CO2 y contaminación local.
Así lo indica el informe de la Agencia Internacional de Energía (AIE) al tercer trimestre del presente año, donde se destaca la interdependencia entre la seguridad del suministro de gas natural y la electricidad, «un vínculo que parece ser más fuerte que nunca», debido al impacto del cambio climático, que está generando menor disponibilidad de recursos para la hidroelectricidad, a causa de la sequía.
«El comercio de GNL ha seguido siendo una fuerte fuente de flexibilidad en el contexto de la volatilidad de la demanda, aunque los cortes de capacidad fueron altos durante 2020 y se han mantenido así en 2021, lo que contribuye a la tensión del mercado y las fluctuaciones de precios», indica el documento del organismo internacional.
Recuperación
Según la AIE, si bien el comercio flexible de GNL fue un factor clave para adaptarse a la fuerte disminución y recuperación de la demanda en 2020, «la actividad de contratación de GNL ha tendido a mostrar una mayor proporción de acuerdos a largo plazo con destino fijo que en años anteriores. Esto se puede atribuir en parte a una menor actividad de los actores de la cartera, así como a una motivación para limitar el riesgo en un entorno de precios excepcionalmente volátil».
«La actividad de contratación de GNL se contrajo casi un 30% interanual (interanual) en 2020 (o un 45% en comparación con su pico de 2018), mientras que la actividad durante 2021 hasta la fecha muestra cierto potencial de recuperación. Las decisiones finales de inversión (FID) también se redujeron desde su máximo histórico de 2019, con un proyecto norteamericano sancionado en 2020, más el importante plan de expansión de Qatar confirmado a principios de 2021. Por lo tanto, estas nuevas inversiones, sumadas a la ola de FID tomadas antes de 2020, deberían resultar suficiente para satisfacer la demanda adicional de GNL en los próximos años», precisa el informe.
Transición
El informe señala que para alcanzar un objetivo de cero emisiones netas para 2050 se requiere el despliegue extensivo de gases bajos en carbono para descarbonizar el sistema de gas actual, el cual «debe estar respaldado por políticas promulgadas a corto y mediano plazo para prepararse para una transición tan masiva para los sistemas de gas y la industria».
«En este sentido, los responsables de la formulación de políticas deben tener en cuenta los nuevos desafíos en materia de seguridad del suministro que probablemente surjan en esta transición», agrega el documento.
«Los futuros sistemas de gas serán más complejos y descentralizados, e incluirán redes bidireccionales. Es probable que el mantenimiento de normas de calidad armonizadas se vuelva más difícil debido a la diversidad de fuentes de suministro de gas con bajas emisiones de carbono y la ausencia actual de armonización del umbral de mezcla de hidrógeno para el período de transición. El potencial para ofrecer flexibilidad podría verse limitado por las especificaciones operativas de la producción de gas con bajas emisiones de carbono. Por lo tanto, los reguladores deben adoptar un enfoque de diseño de mercado prudente y escalable para garantizar la seguridad del suministro en un sistema de gas en transición», se concluye.
