agosto 5, 2021 | Industria
En la Tercera Sala de la Corte Suprema se realizaron los alegatos por el recurso de reclamación que busca que el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) abra una consulta con el fin de revisar la actual norma técnica que permite la condición de inflexibilidad del gas natural.
El recurso -interpuesto por Eléctrica Puntilla, Hidromaule, Energía Llaima, GPE y Besalco- pretende que el TDLC determine si dicha regulación es compatible con las normas de defensa a la libre competencia, dadas las distorsiones de mercado y sus efectos anticompetitivos que ha visibilizado este grupo de empresas y que irían en beneficio de grandes empresas generadoras de GNL.
«Esta norma es contraria a las normas de defensa a la libre competencia, pues impone un gravamen a las empresas de ERNC en favor de las empresas de generación de Gas Natural, ya que a través de la norma técnica se les impone a las compañías renovables, subsidiar las importaciones extras de GNL, lo que incluso implica el vertimiento o desecho de energía totalmente limpia», señaló el abogado de las compañías renovables y socio del estudio Bravo, Mario Bravo.
En octubre del año pasado, el TDLC estimó que no era procedente iniciar una consulta respecto de los efectos anticompetitivos de la norma, ya que la consideró como un reglamento que debe ser modificado vía legislativa y no un acto administrativo por parte de un organismo técnico como la CNE. Es precisamente este factor lo que hoy está en discusión, “en la actualidad, esta norma está regulando una actividad económica al punto de fijar un precio, lo cual va en contra del principio de reserva legal de la regulación económica”, advirtió Bravo.
En la instancia participaron como jueces los ministros Sergio Muñoz, Ángela Vivanco, Mario Carroza, Carlos Silva y Raúl Mera. Se espera que la Corte Suprema dé a conocer su parecer dentro de las próximas tres semanas.
agosto 2, 2021 | Industria
Este jueves 5 de agosto la Corte Suprema verá el recurso de reclamación, interpuesto por Eléctrica Puntilla, que se realizó anteriormente al Tribunal de Defensa de la Libre Competencia, por lo que esta discusión entrará en una nueva etapa, según indica a ELECTRICIDAD el abogado Mario Bravo, socio de Estudio Bravo.
«El recurso de reclamación que ha sido interpuesto por empresas de energías renovables ante la Corte Suprema, tiene por objeto que esta disponga que el TDLC abra una consulta a fin de que se determine si la condición de inflexibilidad que favorece a las empresas generadoras de GNL contenidas en la NT dictada por la CNE, es compatible o no con las normas de defensa a la libre competencia», explica.
El abogado reitera que esta norma sobre la materia «es contraria a las normas de defensa a la libre competencia, pues impone un gravamen a las empresas de ERNC en favor de las empresas de generación de Gas Natural».
«La idea es que la Corte Suprema disponga que se inicie el procedimiento de consulta, dado que el TDLC estimó que no era procedente pues entiende que la NT es un reglamento y lo único que podría pedirse es una recomendación de cambio normativa. Nosotros estimamos que no es así y es por eso que esperamos que la Corte Suprema establezca que se inicie el procedimiento de consulta», sostiene Bravo.
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 26, 2021 | Industria
El director ejecutivo de la Asociación de Consumidores Eléctricos No Regulados (Acenor A.G.), Javier Bustos, expuso la visión del sector sobre los cambios a la Norma Técnica sobre el despacho de las centrales GNL, donde se incluye la discutida figura de la inflexibilidad, planteando la necesidad de reconocer este tipo de declaraciones dentro del sistema eléctrico local.
«Considerando las particularidades del GNL y la posición de Chile en el mercado internacional, se estima que la normativa técnica debe ser capaz de propender a que el Coordinador pueda realizar la operación más económica del sistema con toda la información disponible. Esto implica reconocer la necesidad de declarar inflexibilidades en el despacho de GNL, minimizando los espacios para que pueda existir un mal uso de esta opción», indicó Bustos ante la comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados que analiza este tema.
El ejecutivo recordó que el gremio expuso sus observaciones a la propuesta de cambio a la normativa, realizada por la Comisión Nacional de Energía (CNE), las cuales deben apuntar a que el estudio de GNL considere «criterios de mínimo arrepentimiento para la toma de decisiones, porque es más costoso para el sistema el que no se importe la cantidad necesaria de GNL versus la alternativa de que se exceda el volumen necesario de GNL y ello impacte a otras tecnologías de generación». •
Bustos señaló que el sector estima conveniente que este estudio, que ejecutaría el Coordinador Eléctrico, «se realice con una condición más robusta que considerando valores promedio».
También planteó la preocupación que tiene Acenor en torno a los efectos sistémicos para el régimen 2021-2022: «Dados los plazos definidos, el primer estudio GNL se iniciaría en octubre de 2021, lo que se llevaría a cabo con posterioridad a la nominación de ADP de las empresas importadoras de GNL (agosto). Por lo tanto, dicha nominación no tendría manera de saber los resultados del estudio a cargo del Coordinador».
«Esto puede llevar a que, en condiciones de incertidumbre, las empresas nominen menos barcos que los que el sistema necesitará durante el 2022, dejando muy poco margen para que ello pueda modificarse después. • Es importante que el primer estudio GNL pueda insumar las decisiones del ADP 2022. Para el ADP 2021, pueden aplicar el resto de las modificaciones de la NT», precisó.
Y agregó: «El borrador de NT incluye que el despacho del GNL será realizado a costo de oportunidad, que no es necesariamente igual a cero, se entiende que los impactos en otras tecnologías, se minimiza. Por ello, no se entiende por qué es necesario complejizar el mecanismo de declaración de inflexibilidad mediante el Estudio de GNL y la posterior asignación de cuotas máximas de GNL inflexible por empresa».
De acuerdo con Bustos, los temas de fondo que aprecia la asociación gremial en este tema se relacionan con la necesidad de «analizar la implementación de un mercado vinculante de ofertas de generación, donde cada suministrador realiza ofertas de acuerdo a sus riesgos, y donde existe un Mercado Day Ahead: 24 horas antes de la operación las unidades deben anunciar su disponibilidad de energía y reservas y asumir compromisos financieros de entrega de energía».
Además planteó la necesidad de «avanzar en transparencia y rendición de cuentas del Coordinador Eléctrico Nacional y que los procesos normativos del regulador «deben avanzar hacia la incorporación de análisis de impacto regulatorio de las modificaciones bajo estudio».
