julio 20, 2021 | Industria
La posible modificación a la Norma Técnica sobre GNL sigue generando discusión entre agentes del sector de las energías renovables, desde donde se anticipan efectos negativos. Por lo mismo, el director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera) sostiene a ELECTRICIDAD que el gremio no aprecia cómo los cambios que se plantean para la figura del GNL inflexible «podrían dejar sin sustento los contratos de GNL de largo plazo que varios de los generadores que utilizan gas natural tienen firmados, afectando la seguridad y estabilidad del sistema, como afirma Quiroz & Asociados en una entrevista publicada recientemente».
Según el ejecutivo, y en relación a lo difundido por una asociación gremial, una eventual alza de los precios de la energía eléctrica a los clientes regulados si es que se modifica la actual Norma Técnica GNL «no sólo es una afirmación irresponsable, sino que absolutamente errónea, por no decir falsa».
Y agrega: «Los precios a los clientes regulados – hogares y pequeñas empresas – se encuentran establecidos en contratos adjudicados en licitaciones públicas, cuyos precios se encuentran prefijados en función de la inflación y, en algunos casos, el costo del combustible que utilizan las centrales destinadas a abastecer cada uno de dichos contratos. A su vez, el costo del GNL se encuentra definido en los contratos de suministro de gas y su indexación (aumento o baja de precio) depende de factores internacionales sobre los cuales la NT GNL no tiene efecto alguno».
A su juicio, la Norma Técnica «en sí no es mala sino que, es lo que permite que se pueda hacer, pero lo que nos preocupa es que las solicitudes de gas inflexible han sido muchas durante los años anteriores, prácticamente la mitad del gas que se usó el año pasado fue en condición inflexible y eso tiene efectos negativos en el sistema porque se altera el costo marginal y establece restricciones a las inyecciones de energías renovables».
Campaña
Finat afirma que «aquí se ha armado una especie de campaña del terror, entonces se dice que, si se endurecen las medidas, las empresas que usan gas natural podrían no traerlo y el gas es necesario para la estabilidad del sistema. Yo confío primero en la racionalidad de todos los agentes y segundo, que el gas natural sigue siendo atractivo para traerlo al sistema, dado que hay un mercado no solamente de contratos, sino que también están trayendo una cantidad significativa de gas comprado a mercado spot. Por lo tanto no creemos que vaya a haber una variación significativa entre las importaciones de gas».
El representante gremial reitera la propuesta del sector en cuando a señalar la necesidad de agregarle a la Norma Técnica «un plazo de vigencia limitado de manera que inversores interesados en traer GNL hagan las inversiones necesarias para evitar transferirle las restricciones que hay hoy en día en la cadena de logística a través de la norma de flexibilidad».
«Por eso, lo que nosotros proponemos es una reducción gradual del gas que podría ser declarado inflexible durante cinco años, bajando un 20% cada año hasta llegar a cero. Lo otro es que la Norma tenga debida transparencia en su aplicación, ese es el punto más importante para nosotros y para otros, ahí es necesario que el estándar de transparencia que se aplica para estos efectos y para otros tienen que ser mucho más elevado», precisa.
julio 15, 2021 | Industria
Varios efectos en el mercado local podrían tener las propuestas hechas por la Comisión Nacional de Energía (CNE) para cambiar la Norma Técnica de despacho de centrales GNL, donde está presente la figura del llamado gas inflexible, advierte Felipe Givovich, economista y socio de Quiroz & Asociados, desde donde se publicó un informe sobre esta materia.
A juicio del especialista, la solución en torno a estea materia debe «considerar a los contratos de GNL firmados y con compromisos de largo plazo, según afirma a ELECTRICIDAD.
Propuestas
¿Cómo analizarías las propuestas de la CNE para cambiar la Norma Técnica (NT) en relación al actual escenario?
La nueva NT tiene varios elementos respecto al escenario actual. Por una parte, se incrementa la frecuencia y profundidad de la información que debe ser aportada por los generadores que requieran contar con una declaración de inflexibilidad. En nuestra opinión, ello podría ser positivo ya que otorga transparencia al proceso y permite aclarar las consideraciones expresadas por algunos generadores en cuanto al comportamiento oportunista que podría haber tras una declaración de inflexibilidad. Sin embargo, la potestad que se le asigna al Coordinador eléctrico en la determinación del GNL potencialmente inflexible puede desencadenar problemas graves. Podría, por ejemplo, dejar sin sustento los contratos de GNL de largo plazo que varios de los generadores que utilizan gas natural tienen firmados, lo que afectaría la seguridad y estabilidad del sistema. La consecuencia práctica podría ser una reducción en la importación y el uso de GNL en la generación, si es que la estimación del Coordinador resulta ser inferior a las necesidades del sistema, lo que a su vez podría traducirse en un uso más intensivo de diésel, con los problemas de costo y contaminación adicional que ello implica.
Existe un recurso de reclamación en la suprema, ¿cuál es su análisis al respecto?
Es un tema jurídico que busca obligar a que el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) se pronuncie respecto de la consulta que ingresaron algunos generadores sobre la compatibilidad de la norma técnica de GNL del año 2019 y la Ley de Competencia (DL 211). Ello, respondiendo a la resolución del TDLC de no acoger a tramitación la consulta por considerar que no tenía competencias para ello. En el contexto actual, con un nuevo proyecto de norma técnica sobre la mesa, la relevancia del recurso es más bien menor y no vemos que incida en la discusión actual, sobre todo si la nueva NT incorpora elementos adicionales que obligan a demostrar que la inflexibilidad es inevitable.
Quienes se oponen a la actual figura señalan que la NT no puede zanjar algo que se contrapone a la Constitución, ¿qué le parece?
En el fondo, lo que ocurre es que la nueva NT cambia de manera sustancial las reglas del juego para los generadores que utilizan GNL. Estos generadores han estructurado financiamientos y contratos de largo plazo que requieren hacer uso del GNL. La nueva NT hace que las estructuras pasen a depender de lo que resuelva el coordinador, y agregan riesgos y costos al negocio. Si esto es un tema constitucional o recurrible al CIADI como han indicado otros generadores, está por verse, pero sin duda se trata de un cambio profundo a las reglas del juego que tiene el potencial de afectar el patrimonio de los generadores que tienen contratos y compromisos de largo plazo.
A su juicio, ¿qué solución más equilibrada desde el punto de vista técnico económico?
La solución debe tener en cuenta que hay contratos de GNL firmados y con compromisos de largo plazo. Que esos compromisos, sumados a la escasa posibilidad de almacenar gas, tienen consecuencias económicas claras: en ocasiones el GNL no tendrá “costo de oportunidad” y por lo tanto lo eficiente es utilizarlo. Partiendo de esa premisa, cualquier solución que contribuya a dar garantías al resto de los generadores en cuanto a que la declaración de inflexibilidad es inevitable creo que es una buena solución ya que aleja el “fantasma” de un uso oportunista de esta condición.
junio 25, 2021 | Industria
Una serie de impactos en el mercado eléctrico advierte un nuevo estudio de Breves de Energía sobre el llamado GNL inflexible.
Según el documento, entre enero de 2020 y marzo pasado, «el GNL declarado en la condición de inflexibilidad por los generadores: Enel, Colbún, Engie y Tamakaya, fue equivalente a un promedio de 1,9 millones de metros cúbicos al día, poco menos de unos 350 MW. El volumen declarado como inflexible fue un 18% inferior al promedio diario de 2,3 millones de metros cúbicos al día de 2019, lo que se explica por la baja en los volúmenes declarados a partir de septiembre de 2020; coincidente con el inicio de las discusiones públicas en torno a la condición inflexibilidad».
También se indica que, al comparar con un escenario de despacho eficiente, el uso obligado de GNL implicó un costo adicional de US$24 millones, valor que principalmente corresponde a las compras en exceso de GNL realizadas durante el periodo por los generadores».
Caídas
Además se constata una caída promedio en los precios spot durante este periodo, la cual fue de US$1,7/MWh, lo que derivó «en US$36 millones en menores compras de energía de los generadores que compran GNL, que sumado a los US$63 millones de 2019, acumula, a marzo de 2021, un total de US$99 millones.»
«Estas menores compras se reflejan como menores ventas de energía de los generadores excedentarios en el spot, en su mayoría centrales de energía renovable. La caída en el precio spot y, en consecuencia, en las correspondencias transacciones comerciales de energía, es menor a la reportada en 2019. La explicación reside principalmente en los menores costos variables de las centrales a gas, las que, al ser las centrales marginales, definen el precio spot del sistema», sostiene el estudio.
Y añade: «En efecto, entre 2019 y 2020 el precio promedio del GNL cayó desde US$7,7 a US$5,5/MBTU, equivalente a US$16/MWh, lo que acortó la brecha entre los costos variables de estas centrales termoeléctricas, y atenuó, el impacto de las declaraciones de gas inflexible en la definición del costo marginal. Esta conclusión es relevante, si se considera que la recuperación del precio del GNL podría implicar mayores impactos en los precios spot del segundo semestre de 2021».
Dentro de las conclusiones se plantea que «la estrategia de compras de GNL que se escoja dará cuenta de la optimización de la posición comercial de los generadores, lo cual, no necesariamente garantizará las compras óptimas para el sistema».
junio 17, 2021 | Industria
Una serie de impactos en el Sistema Eléctrico Nacional advierte un estudio de Valgesta Nueva Energía, si es que llega a generarse un escenario de GNL inflexible reducido a futuro, debido a los cambios propuestos en la Norma Técnica (NT) sobre esta materia, y su efecto en la decisión de compra de este combustible por parte de los agentes del mercado en el largo plazo.
La investigación analiza un supuesto escenario en que no se modifica la NT y otro en que se produce un GNL Reducido, «cuyo supuesto principal es que los agentes modifican su decisión de compra de GNL contratando el máximo volumen que le permita el “Reporte de volúmenes resultantes de Annual Delivery Program (ADP)”, para ser declarado gas inflexible».
Asimismo, el estudio se realizó asumiendo que el escenario GNL reducido implica una reducción de la disponibilidad de GNL de hasta un 50% respecto del Caso Base, en base a los estudios que emite el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) donde realiza una comparación ex-post entre las proyecciones anuales de consumo de GNL del ADP.
Resultados
Es así como para el periodo 2021-2030 se sostiene que la participación en la generación de GNL para los escenarios Base y GNL Reducido es de 6% y 5% respectivamente para el año 2025 y de 13% y 10% para 2030, respectivamente. «En ambos escenarios el GNL aumenta su generación en el periodo de estudio, lo que se debe principalmente al proceso de cierre de centrales a carbón. Los resultados también muestran que en el escenario GNL Reducido, se observa un aumento en la generación en base a Diésel (+584% al año 2030), alcanzando una participación en la generación total de un 1.5% el año 2030, esto es más de cinco veces que en el Caso Base», se señala.
Según Valgesta, esto podría aumentará los promedio anuales de los costos marginales: «A modo de ejemplo, para la barra de Quillota 220 kV se observa un incremento promedio de +23% en los costos marginales (+10,9 USD/MWh), mientras que para Crucero 220 kV el aumento fue de un 22% (+8.7 USD/MWh), esto para todo el periodo. Sin embargo si se observa sólo el año 2030 el aumento en los costos marginales es de +22.8 USD/MWh para
ambas barras, es decir un aumento de un +41% aproximadamente».
«Adicionalmente, los resultados arrojan que el escenario GNL Reducido también implica un aumento en los costos de operación del sistema. Esto se debe principalmente al aumento en la participación del diésel en la matriz de generación. El aumento en el costo de operación es de un +17% por sobre el Caso Base en el año 2030, lo que implica un aumento de 137 MMUSD para ese año en el costo de operación», se precisa.
Y se agrega: «El estudio muestra que la variación del vertimiento entre el escenario Base y el escenario GNL Reducido no es significativo y este valor es de un 0,7%».
Dentro de las conclusiones, la consultora plantea que, si bien la CNE «no ha presentado un diagnóstico preciso que motiva la modificación de la norma, algunos actores han planteado que se requeriría una modificación dado el impacto que la declaración de GNL inflexible tendría sobre los costos marginales y el vertimiento de energía renovable. De los análisis efectuados a la operación real de los años 2019 y 2020, no aparece que las diferencias significativas de costos marginales y vertimiento en los escenarios analizados se deban a la presencia de GNL inflexible en el despacho, sino que responde fundamentalmente a las limitaciones de la capacidad de transmisión del sistema eléctrico».
Escenario sin cambios
Respecto al escenario de una NT sin cambios, el estudio menciona un impacto en el costo marginales de -2% para 2022, «en un sistema sin congestiones».
«Con todo, este efecto debe analizarse con relación a los eventuales impactos que podría tener una nueva normativa, en caso de que ésta desincentive la compra de GNL por parte de las empresas propietarias de centrales de ciclo combinado, limitándose a los niveles que el CEN proyecte. En este caso y basados en las proyecciones de uso de GNL que en los dos últimos años ha realizado el CEN, los efectos que podría acarrear la normativa serían contrarios a una “operación económica” y más limpia, ya que se incrementaría notoriamente la presencia de diésel, aumentando considerablemente los costos marginales (hasta +41%) y de operación del sistema (+17%)», sostiene el trabajo.
De acuerdo con el estudio, este escenario «sería favorable exclusivamente para aquellas centrales que se encuentren recibiendo ingresos en el mercado spot, pero implicaría impactos considerables a aquellas empresas que tienen contratos regulados y libres».
«Por ello, sería esperable que los futuros contratos que se oferten para clientes regulados y libres aumenten sus precios, incorporando este nuevo escenario de costos marginales. Finalmente, en el contexto de la discusión sobre “cierre acelerado” de centrales a carbón (lo que podría ocurrir durante esta década) y una menor disponibilidad de agua para hidroelectricidad, proyectada en torno a un -20% según algunos especialistas por efectos del cambio climático, resulta necesario que la autoridad realice un análisis de mayor profundidad y transparencia sobre los problemas que pretende resolver, los objetivos que buscará con la modificación y una proyección de los impactos esperados», se indica en relación a este escenario supuesto.
junio 11, 2021 | Industria
La Comisión Nacional de Energía (CNE) informó que desde el lunes 14 de junio y por 15 días hábiles realizará la consulta pública al borrador de la modificación de la norma técnica para la programación y coordinación de la operación de unidades que utilicen gas natural regasificado.
Esta información fue publicada este viernes, a través de un aviso de la CNE en el Diario Oficial.
El formato para observaciones se encontrará disponible en el sitio electrónico de la Comisión Nacional de Energía, www.cne.cl, accediendo a través de los siguientes acápites: Normativas / Electricidad / Consulta Pública
«Con el objetivo de modernizar la regulación energética y adaptarla a los nuevos escenarios, la CNE comenzó en octubre de 2020 el proceso de modificación de la Norma Técnica para la Programación y Coordinación de la Operación de Unidades que utilicen Gas Natural Regasificado (NT GNL)», indicó el organismo.
Para ello constituyó un Comité Consultivo Especial (Resolución Exenta CNE N° 324 de 2020), conformado por la CNE, empresas que en la actualidad declaran volumen relevante de gas inflexible, empresas de energías que se ven desplazadas en el despacho para dar cabida a ese gas inflexible, el Ministerio de Energía, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, el Coordinador Eléctrico Nacional, expertos técnicos y otras empresas relevantes del sector eléctrico.
La CNE presentó a fines de enero al Comité Consultivo una propuesta preliminar y el 4 de junio pasado el borrador.
