noviembre 27, 2020 | Industria
María Isabel González, gerenta general de Energética, destacó el anuncio de la Fiscalía Nacional Económica (FNE) sobre la realización de un estudio sobre el mercado del gas y la evolución competitiva en el país, considerando el actual proceso de descarbonización de la matriz energética, por lo que este combustible adquirirá una mayor relevancia a nivel local.
A juicio de la consultora, la situación actual en este sector está marcada por la concentración del mercado y por distorsiones, por lo que señala a ELECTRICIDAD la necesidad de avanzar a una mayor regulación para enfrentar las barreras que advierte en este ámbito y que afectan a otros actores del mercado nacional.
Análisis
¿Qué le parece el estudio que quiere realizar la Fiscalía Nacional Económica sobre el mercado del gas?
Me parece muy bien, es un tema que está pendiente hace años. Me acuerdo que en 2014 se presentó un estudio del Banco Mundial que indicaba las distorsiones que había en este mercado y que requería más regulación, pero el cambio se ha ido postergando y lamentablemente no se ha concretado.
¿Qué podría dilucidar este estudio de la FNE?
El mercado del gas natural en Chile no partió regulado fundamentalmente, porque se estaba iniciando en los años noventa. En un primer momento se hizo así porque se quería que hubiese inversiones en los terminales de gas, en las redes de distribución y que se aprovechasen los beneficios ambientales que tiene el uso de gas, en vez de otros combustibles. Sin embargo, más de 20 años después es un mercado consolidado, por lo que actualmente se requiere una regulación, ya que no basta con un chequeo de rentabilidad.
¿Cómo ve la situación actual del mercado del gas?
Yo diría que el mercado del gas está bastante concentrado, con bastantes distorsiones, lo que incluso afecta a la generación eléctrica. Con esto de los contratos de gas inflexible, el Coordinador Eléctrico Nacional está obligado a despachar esas centrales, lo que provoca una distorsión muy seria que afecta principalmente a las empresas de energías renovables. Entonces, hay que ponerle normas, pues el gas inflexible también es súper discutible, pues si bien es cierto que el gas no se puede almacenar fácilmente, los barcos que lo transportan sí se pueden desviar.
¿Advierte otras barreras a la competencia en el mercado?
También se ven en los terminales de gas, que debiesen tener una regulación, más allá de lo que han hecho por sí mismas las empresas en este sector. Ahí también hay una falencia para la competencia, por lo que es necesario que otros actores puedan acceder a los terminales. Esto es un tema relevante y solo se puede hacer cuando hay open season, lo que no tiene ninguna regulación.
¿Existe competencia entre los nichos del gas natural y el GLP?
En primer lugar, hay sectores importantes como el residencial. Hay departamentos que no tienen la posibilidad de cambiar de gas natural a GLP. También habría que ver cómo compiten las tres empresas que distribuyen gas licuado y si es que compiten realmente.
¿Cómo ve a futuro la interacción entre el gas y las energías renovables?
El gas va a ser un elemento súper importante en la generación eléctrica en el futuro, si es que no han bajado de precio las baterías o alguna otra forma de almacenamiento de energía, por lo que creo que es relevante disminuir o eliminar las distorsiones que hay hoy en día. Las centrales a gas tienen más flexibilidad que las carboneras, entonces se adaptan mejor a la variabilidad de las energías renovables. La combinación entre centrales renovables y el gas debiera ser mucho más fácil que con las carboneras.
octubre 27, 2020 | Industria
Con la presencia del secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), José Venegas, se dio inicio a la primera sesión del Comité Consultivo que discutirá y analizará la modificación de la Norma Técnica para la Programación y Coordinación de la Operación de Unidades que utilicen Gas Natural Regasificado (Resolución Exenta CNE N° 324 de 2020).
El objetivo del trabajo de esta instancia es, según el organismo público, «modernizar la regulación energética y adaptarla a los nuevos escenarios, la CNE comenzó el proceso de modificación de la Norma Técnica para la Programación y Coordinación de la Operación de Unidades que utilicen Gas Natural Regasificado».
Venegas afirmó que el trabajo del comité «no sólo es muy relevante para la operación del sistema eléctrico y para la convivencia de todas las tecnologías, sino que es un tema que apasiona porque es incluso conceptualmente muy atractivo y que da cuenta de lo mucho que ha evolucionado nuestro sistema eléctrico desde el mundo en que se hicieron los contratos originales al mundo en que estamos hoy. Es urgente abordar este tema de cara a los tiempos que vienen en materia de descarbonización, donde el gas jugará un rol importante y en tiempos de más desarrollo de energías renovables”.
De acuerdo con las estimaciones de la CNE, «cresultado de esta modificación, se espera que la operación de centrales que utilicen como combustible GNL provean al Sistema Eléctrico Nacional una generación segura, flexible, económica y sin afectar a otros agentes del mercado eléctrico», particularmente en el marco de la Estrategia de Flexibilidad para que busca asegurar la operación y expansión eficiente de los sistemas eléctricos en el largo plazo.
Gas inflexible
El Comité Consultivo Especial estará compuesto por profesionales de la CNE, empresas que en la actualidad declaran volumen relevante de gas inflexible, empresas de energías que se ven desplazadas del 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, lo que permitirá otorgar a esta discusión una visión amplia que recoge distintas opiniones sobre estas materias.
Según informó la CNE, las sesiones del Comité Consultivo Especial «se centrarán en los aspectos relevantes que atañen a la condición de suministro de gas inflexible, entre los que destacan: los impactos que tiene la declaración de gas inflexible en la operación segura y económica del sistema interconectado nacional, los incentivos económicos de los agentes que disponen gas inflexible, la flexibilidad operacional que dispone el Sistema Eléctrico Nacional producto de la declaración de gas inflexible y el proceso administrativo propio de la declaración de gas inflexible».
El Comité Consultivo realizará sus sesiones hasta diciembre de este año, para posteriormente emitir el borrador de la modificación normativa, y así abrir un período de consulta pública de la modificación de la norma técnica, que supone entregar respuestas a las observaciones de los interesados, para finalmente emitir norma técnica.
«Como lo establece la Ley General de Servicios Eléctricos, el proceso de modificación de la NT GNL será abierto y participativo, cuyas sesiones y avances serán publicados en la página web de la CNE, pudiendo el Comité Consultivo Especial realizar sesiones ampliadas o sesiones para recabar la opinión de otros actores invitados con interés en dicha norma técnica», informó el organismo regulador.
octubre 9, 2020 | Industria
(La Tercera-Pulso) Un nuevo frente se viene desatando hace unas semanas en la industria eléctrica y que tiene enfrentados a generadoras eléctricas renovables y convencionales.
El foco de conflicto es el uso del denominado gas “inflexible”, y que corresponde a gas natural para generación eléctrica que no se puede almacenar y que, por lo tanto, debe utilizarse para la producción de electricidad, o de lo contrario, se vierte.
Esta práctica, que se debe a la falta de capacidad de almacenamiento del gas, está generando -acusan expertos y empresas renovables- ciertas distorsiones en el mercado, pues quitan espacio a las centrales eólicas y solares en el sistema eléctrico.
Ello, pues según señala la normativa, si una central generadora térmica utiliza GNL inflexible entra en primera prioridad, junto a las otras centrales generadoras que tienen costo variable cero, como lo son la eólica o solar. De esta forma, en algunas condiciones operacionales podría presentarse una diminución en los costos marginales de energía en el corto plazo.
Durante agosto, según cifras del Coordinador Eléctrico, del total de generación eléctrica con gas natural el 71% correspondió a GNL inflexible. En el período enero-agosto 2020, en tanto, dicho porcentaje trepó al 47%.
Incluso más: en agosto, el GNL inflexible representó el 15% del total de generación eléctrica en el sistema eléctrico nacional. Esto se explica, señalaron desde el Coordinador Eléctrico, por una contingencia relacionada con exceso de gas almacenado en los terminales de GNL de Quintero y de Mejillones, existiendo el riesgo de que eso obligara a cancelar uno o más buques con GNL programados para el año.
Corte Suprema
La situación generó la molestia de generadores renovables, que sienten que el gas inflexible reduce el espacio para que ellos puedan inyectar energía. Por ello, hace algunas semanas diversas empresas de mediana generación hidro acudieron al Tribunal de Defensa de Libre Competencia (TDLC) para consultar si es que el gas inflexible constituía una distorsión en la competencia. La respuesta no fue la esperada, pues la entidad consideró que se trataba de un reglamento y no de una norma técnica, por lo que decidieron presentar un recurso de reclamación ante la Corte Suprema.
“Desde el punto de vista de las empresas generadoras que operan con GNL y que han declarado la condición de inflexibilidad, cabe hacer presente que en 2018, las empresas Tamakaya y Colbún eran las que principalmente declaraban condición de inflexibilidad. Sin embargo, esta situación en el curso de los años siguientes se ha agudizado puesto que se han entregado declaraciones por parte de Enel en el Terminal de Quintero y Engie en Mejillones”, se explicó en el escrito presentado por Estudio Bravo.
“La situación derivada de la aplicación de la norma de gas inflexible genera distorsiones en la generación eléctrica y en el mercado spot. Esta es una situación que Acera ha hecho ver a las autoridades desde hace ya bastante tiempo, incluyendo las instancias de discusión de la norma técnica que se dieron durante el año pasado”, manifestó el director ejecutivo de Acera, Carlos Finat.
Ante esto, el gremio considera que son las mismas empresas que operan centrales a gas natural quienes debieran asumir los riesgos de sus contratos comerciales con sus proveedores y no mediante esta norma técnica.
En tanto, la socia fundadora de EnerConnex, Ana Lía Rojas, sostuvo que hoy la norma técnica de gas inflexible “contribuye a una inflexibilidad global en el mercado eléctrico aumentando el riesgo de desacople y vertimiento renovable, lo que parece un contrasentido, cuando justamente se discute un proyecto de ley y otras muchas medidas de flexibilización del mercado eléctrico, para justamente facilitar y acelerar la transición energética y alejarnos de la lógica fósil del sistema”.
Agregó que para la industria renovable es complejo convivir con 15% menos de un mercado que resulta por una norma que es incierta en su aplicación y accountability. “Ya es tiempo de derogar completamente esta norma técnica que rigidiza el mercado”, dijo.
junio 3, 2016 | Industria
(Diario Financiaro) Casi ocho meses de discusión, con estudios, opiniones de expertos y varios desacuerdos, terminaron hace dos días con la publicación por parte de la Comisión Nacional de Energía (CNE) del borrador de una nueva norma técnica que busca privilegiar la operación de las centrales que usan gas natural, dejando sin operar a aquellas que queman carbón y diésel.
Siete reuniones, donde participaron las principales generadoras del país -Endesa Chile, AES Gener, Colbún y E-CL-, además de los interesados en instalar nuevos proyectos como Mitsui, GNF y EDF, así como representantes de los CDEC, entre otros, terminaron en un texto de 20 páginas que fue sometido a consulta por parte de la industria, previo a la publicación definitiva a fin de mes.
La nueva norma permitirá que los CDEC, organismos que coordinan la operación del sistema, conozcan el costo real del gas natural que usan las generadoras y planificar con antelación el despacho de ese tipo de unidades.
La norma estipula que las empresas que tengan contratos de suministro de gas en modalidad take or pay deberán informar al CDEC la flexibilidad o inflexibilidad de su suministro, ya que las segundas serán despachadas en base, es decir, operarán a todo evento, mientras que los segundos seguirán bajo los criterios actuales de despacho a partir de criterio económico.
Esta forma de operar será factible porque los contratos inflexibles serán considerados a costo cero, con lo cual el gas terminará siendo más barato que el carbón y lo desplazará. Lo mismo sucederá con el diésel.
En el caso de los contratos con suministro flexible, este combustible será contabilizado a su costo variable, siguiendo el criterio actual, con lo cual las centrales que usen esa porción del hidrocarburo se despacharán después del carbón, en caso de que la demanda eléctrica lo requiera.
Cada mes las generadoras tendrán que informar su disponibilidad de gas natural con un horizonte de seis meses en el cual no podrán realizar ajustes posteriores.
Discusión compleja
Actualmente, en el país hay unos 4.000 MW en capacidad instalada en base a gas natural, de un total en torno a los 20.000 MW. Este hidrocarburo representa el 16% del mix de generación del sistema, lo que llevó a la autoridad a elevar el peso de este combustible.
El plan del gobierno está en línea con la medida que el CDEC del Sistema Interconectado Central (SIC) tomó a fines de mayo, para limitar el espacio para especular con los precios del gas natural, aprovechando el costo alternativo asociado al mercado secundario que abrió la exportación a Argentina.
Si bien hoy hay acuerdo en gran parte de los puntos de la nueva norma, un conocedor de las negociaciones señaló que estas fueron difíciles, pues en una primera instancia las eléctricas no estuvieron dispuestas a “abrir” sus contratos de abastecimiento de gas -dando a conocer precios, situación de abastecimiento y otras variables comercialmente sensibles-, condición que el gobierno impuso para llevar adelante el cambio regulatorio.
La CNE recurrió a un conocedor de la operación de los contratos de GNL que tienen las empresas, el ex ejecutivo de Endesa Chile José Venegas, quien realizó un estudio que se tomó como base para la construcción de la norma.
Otro participante de las reuniones sostuvo que, aparte del tema comercial, las eléctricas están preocupadas por las implicancias que este cambio podrían tener en el ámbito de la libre competencia, ya que las empresas que adhieran al nuevo mecanismo podrían ser acusadas de dumping ante la Fiscalía Nacional Económica, entidad que está mirando de cerca a esta industria.
La autoridad reconoce que ese fue uno de los temas complejos, pero que hoy la discusión está centrada en otro punto: el plazo de seis meses que las empresas deben informar, pero firmas como AES Gener, habrían solicitado reducirlo a tres, especialmente en los meses de invierno, debido a la poca probabilidad que tienen para pronosticar de forma certera el nivel de lluvias de cada año, lo que incide directamente en la operación del sistema, aunque ello no necesariamente debería interferir en la disponibilidad del hidrocarburo, especialmente, cuando los contratos están en la modalidad “take or pay”.
octubre 28, 2008 | Industria
En agosto pasado, en las áreas de concesión de las distribuidoras Edenor, Edesur y Edelap, los usuarios penalizados por el uso excesivo de energía eléctrica fueron el doble de quienes ahorraron, según la información publicada ayer en el Boletín Oficial.
A pesar de la vigencia del Plan de Uso Racional de la Energía Eléctrica (Puree), aplicado por el gobierno nacional desde 2004, los usuarios bonificados por su menor consumo fueron 709.548, mientras que los hogares penalizados fueron 1.365.837 en las tres empresas distribuidoras. Dicho de otro modo, la energía consumida en exceso alcanzó los 350.870 MWh y se ahorraron 138.929 MWh. La versión 2005 del Puree fijó como meta de ahorro la reducción en un 10% del consumo en relación con lo utilizado en 2003.
Sin embargo, el consumo no ha dejado de subir en los últimos meses, aunque se observa cierta retracción. Según la Fundación para el Desarrollo Eléctrico (Fundelec), en septiembre pasado, la demanda eléctrica tuvo en el nivel nacional su mayor crecimiento en el transcurso del año: alcanzó a un 6,2% en relación con el mismo mes del año pasado.
Con todo, Fundelec corrigió su expectativa original de crecimiento, que ascendía al 2,8%, al 2,4% para todo este año. Esta fuerte baja en relación con el año pasado (en que el crecimiento anual fue del 5,5% respecto de 2006), puede explicarse por varios factores. ?Hay que ver cuánto corresponde a retracción de la actividad industrial y cuánto al ahorro?, dijo Oscar Dores, director de Fundelec.
De hecho, señaló: ?El consumo residencial es bastante inflexible a los procesos de recesión?. Según los datos de Fundelec, desde 1992 hasta hoy hubo un 122% de aumento de consumo eléctrico en el nivel residencial, con una única excepción: en 2002, año en que el PBI cayó casi el 12%, la demanda residencial de electricidad disminuyó el 2%.
En tanto, la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica (Adeera), que agrupa a 43 empresas en todo el país, comunicó que ya habían entregado cuatro millones de lámparas de bajo consumo, que fueron colocadas en 1.850.000 casas de familia, mientras que otras 300.000 fueron instaladas en oficinas públicas. La entrega total prevista es de 25 millones de lamparitas.
Fuente: La Nación – Argentina
