febrero 3, 2023 | Industria
Con relación a la columna de José Manuel Contardo, presidente de la Asociación Chilena de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec), publicada este miércoles en la sección Opinión de nuestro portal web, Enel Generación envió una carta de respuesta, la cual reproducimos a continuación:
Santiago, 02 de febrero de 2023
Sres.
Revista Electricidad
PRESENTE
Estimados,
Las declaraciones vertidas en la columna del Sr. Contardo, presidente de APEMEC en la Revista EI. son bastante sorprendentes, sobre todo a la forma en que se refiere a las políticas comerciales de otras empresas, enfocadas en el suministro económico y sustentable a los usuarios de energía en Chile, objetivo muy distinto al que podrían tener algunas empresas con una política comercial de especulación sobre precios spot y que, en el último año, han generado problemas graves en el mercado eléctrico, los que incluso han motivado a la Comisión Nacional de Energía a generar mesas de trabajo para buscar posibles soluciones. Debido a ello, quisiera poder aclarar lo siguiente:
Los volúmenes que devolvió Enel a su suministrador de GNL, corresponden a excedentes que históricamente no se han nominado en Chile por el riesgo de no poder colocarlos en el mercado, debido la imprevisibilidad de las condiciones hidrológicas y la inflexibilidad contractual para solicitarlos (esto, porque los volúmenes de gas se solicitan el año anterior a su uso y desde ese momento son Take or Pay). La nueva Norma Técnica de GNL sólo ayudó a acelerar la decisión de devolución. En todo caso, en los últimos 2 años, sólo el 4% del GNL de Enel ha debido ser sido inflexibilizado y si se contabilizan los valores de los últimos 5 años, dicho monto aumenta a un 11%, debido principalmente a la baja de la demanda sistémica producida el año 2020 por las restricciones asociadas al COVID.
Para este año, el GNL nominado en Chile por Enel es de 900 MMm3, mayor al volumen de 696 MMm3 que la NT de GNL permitiría inflexiblizar, y que corresponde al máximo requerimiento para los 5 años más secos de la estadística. A lo anterior, se suma la contratación de volúmenes de Gas Argentino en modalidad Take or Pay que, entre enero y abril 2023, totaliza 450 MMm3 y que no considera potenciales volúmenes firmes adicionales para el periodo invernal, actualmente en negociación, equivalentes a 115 Mm3 más. Sobre dichos volúmenes de gas argentino, la regulación no prevé mecanismos de gestión excepcionales y por lo tanto Enel toma todo el riesgo de su colocación en el mercado chileno, en caso de que las condiciones hidrológicas sean más favorables que las esperadas. En el futuro, y de no existir cambios en la regulación, podemos prever que existirá una competencia entre el GNL y GNA, que tendrá como efecto negativo una menor disponibilidad de energía competitiva en el sistema.
En Chile el Grupo Enel es principal suministrador de energía y líder de la transformación renovable de la matriz de producción de energía eléctrica del país. En los últimos años, hemos construido más de 2 GW de nueva capacidad solar (datos hasta sep-22), eólica y geotérmica, lo que sumado a la capacidad existente totaliza cerca de 6GW (datos hasta sep-22) de capacidad renovable, y con lo que esperamos llegar a fines del 2025 a la capacidad de 7,5 GW. Este cambio de paradigma busca entregar tarifas de energía competitiva y sustentable hacia nuestros clientes, para ayudar el desarrollo local, lo que no es compatible con la especulación sobre los precios spot.
Atentamente,
Alfredo Hott
Gerente de Trading y Comercialización de Enel Generación
febrero 1, 2023
El Coordinador Eléctrico Nacional publicó recientemente una actualización referida al gas potencialmente inflexible que puede despacharse en el sistema eléctrico, conforme al procedimiento establecido en la última norma técnica de la Comisión Nacional de Energía para la programación y coordinación de la operación de las unidades que utilicen gas natural regasificado, publicada en 2021 y que regula el uso del gas natural licuado (GNL), que llega por buques a los terminales Mejillones y Quintero.
En ese sentido, se debe recordar que el GNL inflexible permite a un generador que utiliza este combustible inyectarlo con prioridad en el sistema, de manera de asegurar su despacho. Lo anterior, motivado por las supuestas rigideces contractuales y de capacidad en los terminales. Este despacho forzado, sin embargo, desplaza energía renovable, incrementa las emisiones, genera vertimientos y altera los costos marginales del sistema, lo que ha provocado una larga discusión sobre sus efectos distorsionadores y anticompetitivos en el mercado, situación que hoy revisa la Corte Suprema.
En 2022, que fue en particular seco, prácticamente no se registró ninguna operación de GNL inflexible, lo que resulta natural y razonable, dado que al existir escasez de oferta en el sistema cualquier aporte energético pudo ser despachado e, incluso, se requirió el despacho de unidades diésel. Por otra parte, la guerra en Ucrania generó una fuerte demanda internacional por el gas natural y su consecuente escalada de precios, lo que motivó a que Enel vendiera su gas destinado a Chile en búsqueda de mejores condiciones comerciales, lo que fue declarado en un hecho esencial en noviembre de 2022 con un beneficio estimado de US$500 millones para esa compañía. Asimismo, Engie declaró que tenía problemas con su proveedor de gas (su relacionada Total Energies) para materializar el suministro de cuatro buques que llegarían en 2023 al puerto de Mejillones.
Los números recientemente publicados por el Coordinador muestran que casi todo el gas natural licuado de base que se importa en Chile, representado por el ADP (Annual Delivery Program) que declaran los generadores que utilizan este hidrocarburo, gracias a la norma técnica puede ser declarado como potencialmente inflexible, dado que el procedimiento para fijar este volumen considera como supuesto de entrada el volumen de gas que se consume en los cinco años más secos de la estadística.
Resultados Reasignación de Volúmenes del GNL Potencialmente Inflexible, aplicando la metodología indicada en la Norma Técnica, carta CEN DE00188-23, 12 de enero de 2023
Comparación de volúmenes diarios ADP con Volúmenes Potencialmente Inflexibles
Los hechos acaecidos este último año demuestran que, a pesar del enorme seguro que la Comisión Nacional de Energía dio a los generadores GNL para la quema del gas, los incentivos de mercado resultaron aún más fuertes y, finalmente, el GNL no pudo ser asegurado, demostrando que la inflexibilidad nunca ha existido más allá de los intereses económicos de los propios generadores.
febrero 9, 2022 | Industria
El Panel de Expertos rechazó las discrepancia presentada por la empresa hidroeléctrica Río Lircay contra el Coordinador Eléctrico Nacional, específicamente por la minuta «Gestión de Gas Natural Regasificado con Restricciones de Almacenamiento», emitida en septiembre del año pasado.
Y es que, según la empresa, el documento del organismo coordinador no se ajustaba a derecho, «generando importantes impactos en el mercado eléctrico spot», precisando -según indica el Panel de Expertos- que «el Coordinador carece de facultades para dictarla y porque a través de ella se establecería un régimen paralelo de programación de la operación de centrales GNL con restricciones de almacenamiento, al calificar su combustible como gestionable y determinar un costo de oportunidad, a partir del cual se les aseguraría a estas centrales un despacho prioritario».
Entre los argumentos dados a conocer por el Panel para rechazar la discrepancia presentada, se señala que «lo obrado por el Coordinador, materializado a través de la Minuta GNL y las medidas de programación y operación sustentadas en ella, se inscribe en el marco del cumplimiento de los principios que deben regir la coordinación del sistema eléctrico,contenidos en el artículo 72-1 de la LGSE, en particular de su numeral 1 que mandata al CEN apreservar la seguridaddel sistema eléctrico».
«Asimismo, conforme a lo dispuesto en el Decreto de Racionamiento, el Coordinador debe realizar la programación del uso de las instalaciones de manera de conservar una reserva operacional que le permita resguardar la seguridad de suministro durante la vigencia del decreto, garantizando el abastecimiento frente a lasituación excepcional de estrechez de la oferta de energía (artículo segundo, numeral 3, literal b del Decreto de Racionamiento)», se agrega.
«Así, en opinión del Panel, la Minuta GNL fue emitida por el Coordinador en cumplimiento de sus funciones sobre la base de la mejor información disponible, con el fin de cumplir con el mandato que le impone la LGSE de resguardar la seguridad de suministro (art. 72-1, LGSE) y con lo dispuesto en el Decreto de Racionamiento. Respecto del efecto en los costos marginales derivado de la aplicación de la Minuta GNL, el Panel considera que éste es una consecuencia de la obligación legal del Coordinador de preservar la seguridad establecida en el artículo 72-1 de la LGSE, en los términos expuestos», finaliza el escrito del Panel.
enero 4, 2022 | Industria
El Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) informó que no dio lugar a la medida precautoria que suspendía la aplicación del régimen de gas inflexible, señalando que las empresas hidroeléctricas que presentaron la demanda ante el organismo no entregaron antecedentes suficientes para sustentar la denuncia
«Atendido que los antecedentes allegados por la Comisión Nacional de Energía en su presentación dan cuenta de que las solicitantes de la medida cautelar no acompañaron antecedentes suficientes que (i) den cuenta de la verosimilitud de los hechos denunciados; (ii) permitan constituir al menos una presunción grave del derecho que se reclama; y (iii) acrediten que este caso concurra un peligro en la demora, elemento esencial para decretar una medida cautelar», indicó el TDLC.
Y se señaló: «En consecuencia, la medida cautelar no resulta necesaria para impedir los efectos negativos de las conductas sometidas al conocimiento del Tribunal y para resguardar el interés común, de conformidad con lo dispuesto en artículo 25 del Decreto Ley N° 211 (“D.L. N° 211”).
«Se deja sin efecto lo resuelto a folio 40, en relación con primer otrosí de folio 34. Atendido lo dispuesto en el inciso primero del artículo 25 del D.L. N° 211, fórmese un cuaderno de medida cautelar y agréguese copia a este de la presentación de folio 34, la resolución de folio 40, las presentaciones de folio 45 y 47, y de la presente resolución», añadió la resolución del TDLC.
diciembre 29, 2021 | Industria
La «urgente necesidad» de modificar los criterios con los que el Coordinador planifica la operación a mínimo costo del sistema del interconectado, enfocándose en la gestión de riesgo ante eventos extremos, planteó el reciente análisis de Breves de Energía (BdE), al abordar la situación actual del gas en los mercados internacionales, donde se registra una presión al alza en sus precios.
El diagnóstico, realizado por Cristián Muñoz, director de BdE y académico de la Universidad Católica, señala que el «índice Platt -que sigue las transacciones spot del GNL en Asia Pacífico, ha superado los US$40/MMBTU, unas tres veces el precio de comienzos del año. En buenas cuentas, si hay un barco disponible con GNL, un comprador racional de gas lo desviará y revenderá en Europa».
Ante esta situación, se recuerda la necesidad de poner atención con el suministro de este combustible en Chile, considerando la relevancia que está tomando en el sistema eléctrico, donde en las primeras semanas de diciembre el gas representó un 11% de la generación bruta, lo cual será cobrará mayor importancia en los próximos meses.
«El reciente pronóstico de caudales, usado por el Coordinador para la programación de la operación del sistema interconectado, advierte que los caudales afluentes a las centrales serán extremadamente secos en los meses que vienen. Por su parte, algunas centrales a carbón en el norte del país han informado problemas en el suministro de cal, un elemento usado en el abatimiento gases SOx altamente contaminantes. A lo anterior se suma una seria restricción en la disponibilidad de petróleo; la cual, en términos simples, significa que una buena parte de las unidades termoeléctricas no tienen combustible para operar de manera continua. Vale decir, todo parece indicar que el suministro de energía en los próximos meses será complicado», señala el análisis.
Sin embargo- según Muñoz- «el precio spot del sistema interconectado, también llamado costo marginal de la energía, y el valor del agua embalsada en el Laja, principal embalse del sistema interconectado, parecieran desconectados de la estrechez energética internacional y de la grave sequía que atraviesa el país. En efecto, el precio spot de la electricidad y el valor económico del agua del Laja están varias veces por debajo del precio del spot del GNL».
«La consecuencia práctica es que, en vez de priorizar el despacho de centrales a gas o petróleo, y con ello aprovechar de sumar la mayor cantidad de reservas en los embalses para enfrentar el suministro de los próximos meses, es más barato usar hoy parte de estas reservas. Una situación que también explica, al menos en parte, que importantes volúmenes de GNL regasificado no tengan colocación en el despacho, pero que luego deban ser programados obligadamente en calidad de inflexibles, impactando fuertemente en los precios spot que regulan las transacciones comerciales entre los generadores», agregó.
Ante este escenario, el especialista sostuvo «la urgente necesidad de modificar los criterios con los que el Coordinador planifica la operación a mínimo costo del sistema del interconectado, enfocándose en la gestión de riesgo ante eventos extremos -también conocido como gestión de riesgo de cola. Técnicas matemáticas, tales como el valor en riesgo, o el valor condicionado en riesgo ya existen desde hace décadas, y es tiempo de evaluar su aplicación».
«De este modo, se tendrá una operación más segura y con precios spot de la energía coherentes con la escasez de energía, los que al mismo tiempo actuarán como señal para atraer inversiones en los necesarios sistemas de almacenamiento», concluyó.
