febrero 9, 2021 | Industria
En abril está contemplada la consulta pública sobre las propuestas de cambio a la Norma Técnica GNL, donde se aborda la temática del gas inflexible, en que se verá la propuesta preliminar realizada por la Comisión Nacional de Energía, la cual asigna un rol clave al Coordinador Eléctrico Nacional.
En lo inmediato, las opiniones del Comité Normativo sobre las propuestas serán vistas durante este mes y marzo, con la idea de tener un documento en borrador sobre los cambios para el 15 de marzo, mientras que sus comentarios esperan estar hasta el 26 de marzo, de acuerdo con las estimaciones del organismo regulador.
Estudio
Un eje central de la propuesta de la CNE es el estudio anual que deberá realizar el Coordinador Eléctrico sobre la Proyección de Generación de Unidades GNL (Estudio GNL), cuya finalidad sería determinar los volúmenes máximos de este combustible que pueden ser declarados en condición inflexible por cada Empresa GNL para el año calendario siguiente.
Este estudio podría recibir observaciones por parte de las empresas coordinadas como de discrepancias ante el Panel de Expertos, por lo que se estima que en agosto de cada año se publicaría su versión definitiva.
Según la propuesta, una vez que se publique el Estudio GNL la empresa generadora con este combustible tiene dos alternativas: nominar en el Programa Anual de Entregas (ADP en inglés) una cantidad de buques menor o igual al señalado en el estudio. También puede optar por nominar en el ADP una cantidad de buques mayor a lo indicado en el estudio.
Solo las empresa que escojan la primera alternativa «tendrán la posibilidad de que sus volúmenes de GNL puedan ser declarados en condición de inflexibilidad», debiendo informar a la CNE lo que han seleccionado.
Además, los volúmenes de GNL que puedan optar a condiciones de inflexibilidad, deberán estar asociados a contratos con cláusulas que incorporen la posibilidad de postergar los volúmenes del combustible para periodos distintos al ADP, así como reemplazar los volúmenes de GNL originalmente incluidos en el Programa Anual de Entregas o destinarlos para fines distintos a los originales.
Los antecedentes que se utilizarían para el estudio deberán ser actualizado por el Coordinador Eléctrico, en que se debe establecer si los requerimientos del recurso energético son menores, iguales o superiores al Estudio.
Al respecto, el análisis realizado por Andrea Olea, asociada a Guerrero Olivos, señala: «Si a partir de los resultados de dicha actualización se constata que los requerimientos de GNL del SEN son menores a los determinados en el Estudio GNL, entonces el Coordinador deberá comunicar a las Empresas Generadoras GNL aquellos volúmenes que no podrán optar a la condición de inflexibilidad, siempre que las Cláusulas de Flexibilidad sean aún ejecutables. Si por el contrario, los resultados demuestran que los requerimientos sistémicos serán mayores a los determinados en el Estudio GNL, el Coordinador deberá comunicar a las Empresas Generadoras GNL los volúmenes adicionales que podrán optar a la condición de inflexibilidad».
Inflexibilidad evitable
En la propuesta de la CNE se considera la condición de Inflexibilidad Evitable, que busca anticipar la utilización de volúmenes de GNL que se prevé serán considerados inflexibles y ocurrirá si 42 días antes del próximo embarque de GNL se determina que el uso de gas proyectado es menor que el volumen de gas disponible.
En este caso, el Coordinador deberá considerar volúmenes de dicho gas en la programación de la operación, permitiendo su utilización parcial por cada semana. «Si con una semana de anticipación al embarque de GNL la Condición de Inflexibilidad Evitable se mantiene, el volumen de GNL remanente pasará a condición de inflexibilidad», explica Andrea Olea.
La propuesta también plantea que las disposiciones de la Norma Técnica GNL «no aplican a contratos de suministro de GNL que no estén asociados a buques ni a centrales con capacidad menor a 50 MW, por lo que excluye a centrales PMGD y PMG. Asimismo, considera que la condición de inflexibilidad no será aplicable a los volúmenes de gas natural provenientes de Argentina».
enero 22, 2021 | Industria
«El gas inflexible no debiera estar presente en nuestra regulación y, en el caso que se estimara de que realmente hay casos excepcionales de que ese gas es necesario incorporarlo en el despacho para que se utilice, no debiera significar un perjuicio para el resto de los generadores, ya sea por menor costo marginal o aporte a la generación, lo cual debería ser debidamente compensado».
Así lo afirmó Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.) durante la conferencia de prensa anual del gremio, donde se destacaron los resultados alcanzados por los desarrolladores de Energías Renovables No Convencionales (ERNC), así como los principales desafíos y perspectivas regulatorias y tecnológicas del sector.
El ejecutivo dijo que la discusión en torno a las declaraciones de gas inflexible han sido vistas en la mesa de trabajo ad hoc en el tema.
Finat también indicó que el gremio mira con interés el desenvolvimiento del proyecto de ley de portabilidad eléctrica, señalando que los reparos del sector apuntan a la tramitación por partes de la reforma a la distribución, especialmente con el proyecto sobre calidad de servicio.
Otra iniciativa que interesa al gremio es el proyecto de descarbonización acelerada, donde Acera espera ofrecer datos técnicos para que el retiro del carbón del sistema eléctrico sea antes de 2040, pero teniendo en cuenta el tiempo necesario para prepararse ante el retiro de la generación a carbón, pues actualmente «aportan cierto servicios de estabilidad».
Resultados 2020
Finat destacó el resultado alcanzado por las centrales ERNC durante el año pasado, en que se obtuvo una participación de 23% para estas tecnologías en la generación eléctrica. Según José Ignacio Escobar, presidente del gremio, «esto demuestra que, trabajando en conjunto gobierno, sociedad civil y empresas, podemos realmente aspirar a metas más ambiciosas como, por ejemplo, lograr que el 100% de nuestra matriz sea renovable antes del 2040, y así apoyar la transición de otras industrias para que sean descarbonizadas en base a las ERNC y el almacenamiento, porque la era de los combustibles fósiles se acabó».
Ambos ejecutivos resaltaron el hecho de que la generación ERNC en 2020 fue equivalente a la energía consumida por el 60% de los clientes regulados y el 110% de clientes residenciales, además de que estas tecnologías tuvieron un peak de un 54,9% de participación durante noviembre, mientras que el 33,6% de los días del año la máxima participación horaria superó el 40%.
«De igual forma, la capacidad instalada de las renovables no convencionales alcanzó 7.357 MW, transformándose en el 27,5% de la capacidad instalada del país, y 57 proyectos comenzaron su operación comercial, por un total de 1.142 MW», dijo Finat.
También se indicó que, a diciembre de 2020, hay 78 proyectos ERNC, por un total de 1.021 MW, que finalizaron suconstrucción y se encuentran en etapa de pruebas. Entre estos proyectos se encuentra la Central CSP Cerro Dominador, primera central de concentración solar de potencia enChile.
Por otro lado, al cierre del año pasado, existen 144 proyectos ERNC declarados en construcción, por un total de 5.783 MW, constituyendo el 80% de los proyectos declarados en construcción para esa fecha.
Finalmente, los representantes del gremio, señalaron el hito del retiro de tres centrales carboneras, las cuales sumadas a las tres retiradas durante 2019 representan un total de 782 MW fuera de la matriz.
«No es ambicioso sostener entonces que los combustibles fósiles han quedado en el pasado, las renovables son el presente de la industria energética y se vuelven indispensables para el desarrollo de nuevas tecnologías, como el almacenamiento y el hidrógeno verde», planteó Finat.
enero 22, 2021 | Industria
Un estudio de Breves de Energía (BdE) reporta el consumo eficiente de GNL que se espera para este año en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) bajo diferentes escenarios hidrológicos, donde los resultados determinaron excedentes que podrían ser recolocados en los mercados internacionales.
De acuerdo con la investigación, «el consumo anual esperado de GNL en los terminales de Quintero y Mejillones para 2021 es de 0,9 MMm3/d, poco menos del consumo de un ciclo combinado generando a plena carga durante todo el año. Dependiendo de la hidrología, el consumo promedio anual de GNL podría ir desde un mínimo de 0,4 a un máximo de 1,8 MMm3/d, muy por debajo de la disponibilidad informada por los generadores de 5,1 MMm3/d. De mantenerse las actuales condiciones, esta situación produciría excedentes de GNL de poco más de 4,0 MMm3/d».
Según se indica, ara el primer trimestre, «los excedentes de GNL alcanzarían para desviar desde el terminal Mejillones un buque en febrero y otro en marzo. En el terminal de Quintero, el volumen sin ocupar alcanzaría para desviar un primer buque a fines de marzo. Con los actuales precios del GNL, que han llegado a bordear los US$30/MMBTU, la operación implicaría una ganancia cercana a US$70 millones en conjunto para ambos terminales».
Y se precisa: «El desvío de buques con excesos de GNL que no se necesitarán en el sistema interconectado, permitiría evitar declaraciones de GNL inflexible, las que, para 2021, bordean los 2,0 MMm3/d. El impacto de estas declaraciones no es menor, pues, en promedio, deprime los precios spot de electricidad en US$2/MWh, un 6% del precio ― pudiendo alcanzar un 22% en condiciones con mayores aportes hidroeléctricos―. Los menores precios no se traspasarán a los clientes regulados, sin embargo, implicarán menores ventas de energía de los generadores excedentarios en el spot, en su mayoría centrales de energía renovable».
BdE aclaró que las bases y supuestos del estudio «deben ser actualizados permanentemente a fin de dar cuenta de la evolución de la demanda de electricidad y de la cambiante dinámica del mercado de los combustibles fósiles».
enero 18, 2021 | Industria
Mediante una carta dirigida a Rodrigo Bloomfield, director ejecutivo del Coordinador Eléctrico Nacional, un grupo de empresas generadoras de energía renovable, conformada por Hidromaule, Eléctrica Puntilla, Besalco, Energía Llaima y GPE, llamaron la atención al organismo respecto a los volúmenes futuros de combustibles utilizada en la programación de la operación del sistema en los siguientes 12 meses, en donde se contemplan declaraciones de importantes volúmenes de Gas Natural Licuado (GNL) en que, a juicio de los suscritos, «supera con creces las necesidades de uso de este combustible para generación eléctrica, aun ante escenarios de extrema sequía».
En la comunicación, los desarrolladores, que integran la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricad (Apemec) se indica que las proyecciones de GNL declaradas por las empresas generadoras que utilizan este combustible «consideran volúmenes relevantes en condición inflexible, al parecer, sin mediar ningún tipo de esfuerzo para evitar esta condición de inflexibilidad por parte de las empresas declarantes, tal como lo exige la norma».
«Lo anterior, sustentado en la relativa facilidad y bajo costo que significa desviar barcos de GNL con una anticipación mayor a dos meses. Lamentablemente tampoco observamos ningún tipo de cuestionamiento por parte de este Coordinador en relación a estos volúmenes declarados.” El envío de esta carta al Coordinador se da en medio de la revisión de la actual Norma Técnica de GNL, la cual permite, de forma excepcional, y demostrando previamente al Coordinador haber efectuado los máximos esfuerzos para evitar la declaración del GNL como inflexible».
Rafael Loyola, director ejecutivo de Apemec, señala que «la actual norma en la materia es clara: la condición de inflexibilidad del Gas solo podría ser declarada en casos muy calificados, y demostrando los mayores esfuerzos para evitar esta condición, porque con esto se afecta artificialmente el precio spot de la energía, beneficiando a las empresas que deben comprar energía en tal mercado para poder cumplir sus contratos.»
«En 2020, el 50% del GNL utilizado para generación fue declarado en calidad de inflexible, alterándose el despacho para conveniencia de las empresas titulares de centrales GNL que tienen que adquirir energía en el mercado spot. Urge una mucho mayor fiscalización de este punto por el Coordinador Eléctrico», agrega el ejecutivo.
noviembre 13, 2020 | Industria
Un grupo de empresas generadoras integrantes de la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec) manifestó su optimismo respecto a futuros cambios en la Norma Técnica de GNL, específicamente para que se termine la condición de inflexibilidad de este combustible en la operación del sistema eléctrico.
De acuerdo con un análisis sobre la materia entregado por la asociación gremial, «al tenor de la discusión en la Mesa de Trabajo que revisa la Norma Técnica de GNL y la visión de las autoridades, permite ser optimistas y confiar en que finalmente se termine eliminando la condición de inflexibilidad del GNL y todas sus indeseadas consecuencias y complejidades que provocan en el mercado eléctrico».
Coincidencias
En esta línea, los ejecutivos asociados al gremio del sector mini hidro, señalaron haberse reunido recientemente con el secretario ejecutivo de la CNE y su equipo de profesionales, indicando que comparten el diagnóstico y las principales conclusiones sobre la condición de inflexibilidad, «en particular el reconocimiento de los efectos sistémicos negativos que se producen».
Es así como en Apemec destacaron también lo abordado en la segunda reunión del Comité Consultivo convocado por la CNE para la modificación de la Norma Técnica GNL, «donde el Coordinador Eléctrico Nacional presentó su visión de eliminar la inflexibilidad de la norma, reconociendo que existen condiciones razonables para operar con GNL flexible y que la condición de inflexibilidad no solo es un tema regulatorio sino también de libre competencia, pues da un grado relevante de discrecionalidad a los generadores GNL para eventualmente manipular y ejercer poder de mercado».
«Por otra parte, el rol de monitoreo que la norma atribuye al Coordinador resulta difícil de implementar dada las asimetrías de información existentes. Señaló también que los contratos Take or Pay, no debería permitirse a futuro sin los contrapesos suficientes, tales como las cláusulas de Make Up, que son comunes en la industria y le permiten al comprador postergar la entrega del gas pagado y, con ello, evitar un potencial vertimiento», indicó la asociación gremial en un documento entregado a ELECTRICIDAD.
En el gremio también se destacó lo realizado por un grupo de empresas del sector (Hidromaule, Energía Llaima, Besalco, GPE y Eléctrica Puntilla), en que se presentó una consulta ante TDLC sobre la condición de inflexibilidad y sus efectos negativos en la libre competencia.
