Por dos carriles avanza el Gas Natural (GN) en la discusión dentro del sector energético. El primero es el objetivo que se ha planteado para ser un ser un puntal en la transición energética que vive Chile, planteándose directamente como una alternativa al uso del carbón en el Sistema Eléctrico Nacional, aprovechando el proceso de descarbonización, con la meta de que el 50% de la generación eléctrica en base a carbón será retirada a 2025.
El segundo carril es el debate en torno al llamado gas inflexible, tema que está siendo tratado por la Comisión Nacional de Energía (CNE) en una mesa de trabajo con el sector privado, donde todavía existen posiciones encontradas entre empresas generadoras que operan en el sistema eléctrico.
Rol en la transición
Según los datos de Generadoras de Chile, el gas natural actualmente anota 4.863 IVW de capacidad instalada, representando el 18,3% en el sistema local, mientras que, en términos de generación bruta, acumula una participación de 17,7% entre enero y abril de este año, de acuerdo con las estadísticas de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.).
Bajo este contexto es que el gas natural busca aprovechar su oportunidad en el proceso de cambios de la matriz de generación primaria y secundaria, reemplazando a combustibles fósiles más contaminantes, como el carbón y el petróleo-diésel, como lo señala el estudio “Rol del gas natural en la transición energética 2020-2050”, realizado por el economista Klaus Schmidt-Hebbel y Quiroz & Asociados para la Asociación de Gas Natural (AGN).
La investigación propone el reemplazo de carbón por gas natural en base a la capacidad de generación que se encuentra conectada al sistema, sosteniendo que permitiría reducir en 50% las emisiones de CO2 por cada IVWh de energía que se genera. “Con esta sustitución, el sector eléctrico en su conjunto contribuiría a resolver un 68% de la brecha que separa a Chile de la meta de emisión comprometida al año 2030”.
A nivel industrial se plantea extender la normativa de emisiones de dióxido de azufre de la región Metropolitana a todo el país, con lo que se reduciría en 60% sus emisiones y en 23% las emisiones de dióxido de carbono de las calderas y hornos industriales. En transporte, se propone aumentar el impuesto al diésel de los actuales 1,5 UTM/m3 a 4,9 UTM/m3, y reemplazar un 15% de la flota de RED a GN. Esto último permitiría en el Gran Santiago reducir las emisiones de CO2 en un 1,3%, mientras las emisiones de óxido de nitrógeno y material articulado disminuirían 6% y 5,2%, respectivamente.
Finalmente, en materia de calefacción, el estudio indica la necesidad de recambiar 17.000 calefactores a leña por artefactos a GN, “lo que traería consigo una reducción 10% en las emisiones de Material Particulado en las ciudades de Temuco, Osorno, Talca y Gran Concepción. Esta medida tendría un gasto fisca asociado de US$4,25 millones”.
El estudio se transformó en un libro, en cuyo lanzamiento participó el biministro de Energía y Minería, Juan Carlos Jobet, para quien este combustible tiene un alto potencial para el país.
A su juicio, “no podemos tener un sistema eléctrico que dependa solamente de energías intermitentes como el sol y el viento. Es esencial poder complementar la energía solar y eólica con otras tecnologías que provean energía de base estable que permita calzar bien la generación eléctrica con la demanda y ahí el gas natural va a ser esencial”.
Según Jobet, “todas nuestras proyecciones de largo plazo indican que el gas natural, en generación eléctrica, va a tener un rol esencial para complementar a las energías renovables y tener así una matriz energética más limpia, pero más segura, pues han habido casos en California durante el año pasado, donde los clientes tuvieron problemas de suministro por no tener una matriz suficientemente diversificada”, explicó la autoridad.
El secretario de Estado también sostiene que el gas natural además puede acelerar el desarrollo del hidrógeno en el país, precisando que se puede utilizar la infraestructura gasífera para el transporte de este elemento.
La discusión
Junto a las perspectivas a futuro que tiene este combustible en la matriz nacional se encuentra la discusión que existe en torno a la Norma Técnica para la Programación y Coordinación de la Operación de Unidades que utilicen Gas Natural Regasificado, la cual permite que en ciertas circunstancias los diferentes actores puedan declarar suministro de gas bajo la figura de inflexibilidad.
Según Ramón Galaz, gerente general de Valgesta Energía, es necesario entender el rol que tendrá el GNL en el actual escenario de transición energética que vive el país. “Estamos en pleno proceso de descarbonización acelerada, lo que probablemente significará que a 2030 no contemos con la mayoría de las centrales a carbón que hoy producen más del 40% de la electricidad del país, vemos una creciente penetración de renovables que requiere de un sistema eléctrico más flexible para su operación eficiente, y la proyección de hidrologías 20% más secas a lo que históricamente ha observado nuestro sistema para los próximos años”.
“En este contexto, tenemos que pensar qué requiere el sistema eléctrico para que opere de manera segura y eficiente, y en base a ello definir cuáles son las señales adecuadas al mercado. Cualquier discusión sobre posibles modificaciones a la regulación en general o a la norma de gas inflexible en particular, debe hacerse en base a ese contexto”, precisa.
El especialista indica que, entre mayo de 2018 y diciembre de 2019, la participación del gas inflexible fue en promedio de 5,7% de la generación total del sistema, donde los meses de julio de 2019 y agosto de 2020 fueron los más altos con un 16% aproximadamente. “Esto trajo como consecuencia impactos a nivel del despacho de las unidades y en el costo marginal. Según nuestros análisis estos impactos fueron zonales (en nodos específicos), por lo que es relevante identificarlos a nivel de agentes y del sistema”.
A su juicio, la evaluación de la norma de despacho de GNL debe revisarse desde la perspectiva total del sistema evaluando si entrega las señales correctas para el futuro. “Para que tengamos mucha energía renovable operando de manera segura y eficiente, se requiere contar con un sistema más flexible, donde el gas, al menos en los próximos 10 años, tendrá una participación importante. La regulación debe asegurar ello correctamente”.
Andrés Salgado, socio fundador de ENC Energy Consultants, concuerda que este tema genera posiciones contrapuestas, “con diversos argumentos que, sin duda, son válidos”, añadiendo —eso sí- “que en materia de regulaciones y normativas no existen soluciones únicas, las que en realidad buscan crear políticas públicas con e’ objeto de incentivar comportamientos eficientes del mercado. En este sentido, es necesario tener presente que nuestro sistema marginalista no busca que se suban o bajen los costos marginales, por el contrario, su objetivo es minimizar el costo de abastecimiento, lo que se entiende como el mejor aprovechamiento y optimización del uso de los recursos existentes”.
Señala la necesidad de considerar otros antecedentes en la normativa que se implemente en definitiva en esta materia, como —por ejemplo-la rigidez que existe en los contratos de GNL, que “suelen tener condiciones que obligan a los compradores a asumir compromisos de compra a todo evento, existiendo algunas condiciones de flexibilidad en los contratos que no son iguales en todos los casos”.
“La discusión a mi juicio se debe centrar en si corresponde o no que las inflexibilidades o flexibilidades que pueden tener los contratos de GNL sean traspasadas al mercado de costos marginales, y los beneficios sistémicos que ello implicaría. En cuanto a la política pública, se debe tener un buen análisis respecto a si el modificar la normativa de GNL afectará o no las decisiones de nominación de los generadores, dado que, si ello ocurre, claramente aumentará el costo de operación del sistema eléctrico”, afirma el especialista.
Y añade: “Cualquiera que sea el cambio a la normativa, siempre debe considerar aumentar las condiciones de transparencia de la información y de las decisiones, de modo que los agentes del mercado tengan la tranquilidad de que los espacios entregados a la gestión y operación de los distintos recursos del sistema se encuentren dentro del espíritu de nuestro sistema, y propender a una matriz eficiente, segura y sostenible”.
Gremios
Francisco Muñoz, director de Estudios de Generadoras de Chile, señala a ELECTRICIDAD que las situaciones de suministro de GNL inflexible están contempladas en la normativa vigente, donde se “permite que unidades que posean contratos con cláusulas de inflexibilidad del tipo Take or Pay se consideren en la coordinación del sistema como unidades con costos variables iguales a cero. El efecto en la operación es un desplazamiento de unidades de generación de mayores costos por generación a gas sujeta a cláusulas de inflexibilidad”.
A su juicio, en Chile hay una arista adicional en esta discusión, relacionada con la aplicación de la normativa en la práctica: “Por un lado, existe una visión de que la aplicación de la normativa es adecuada, y que se debe permitir que los costos variables de las unidades que operan en base a GNL con cláusulas de inflexibilidad que reflejen tales atributos. Y por otro lado, existe otra visión en la que se cuestiona si es que esta normativa sigue cumpliendo los mismos objetivos que cuando fue elaborada”.
En esta última posición se encuentran los gremios energéticos relacionados con desarrolladores renovables: la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.), la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol), la Asociación de Pequeñas y Vedianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec) y GPM-A.G.
Danilo Zurita, director ejecutivo de esta última asociación, que reúne a pequeños y medianos generadores, sostiene a este medio que la inflexibilidad “que supuestamente aqueja a los generadores termoeléctricos no existe gracias a que hoy en día el mercado del gas es mucho más líquido y profundo. Y la situación de excepcionalidad para el suministro de gas inflexible estipulada en la actual Norma Técnica no se ha cumplido en los últimos años. De hecho, durante 2019 el 59% del total de GNL utilizado se hizo bajo dicha modalidad. Al tener que simular costo variable nulo para su colocación, desplaza energía renovable y altera la definición del costo de producción de la energía (Costo Marginal)”.
Esto es compartido por Rafael Loyola, director ejecutivo de Apemec, quien afirma que la inflexibilidad de 2019 “implicó una reducción promedio anual de US$4,4/MWh, es decir, cerca del 8% del precio spot, mientras que en transferencias económicas produjo menores compras spot por parte de los generadores GNL -y menores ventas de los generadores renovables-, del orden de US$ 63 millones”.
“Asimismo, el despacho forzado de GNL permitió a varios de los generadores GNL almacenar agua en sus embalses, energía que pueden despachar y vender posteriormente en el mercado spot. Este ahorro se estima del orden de 778 GWh, lo que representa unos US$ 31 millones adicionales al beneficio de menores costos de compra de energía en el mercado spot, y que viene a compensar gran parte del costo del gas adquirido que se habría despachado a costo cero en el sistema producto de la declaración de inflexibilidad”, precisa el representante gremial.
Desde su perspectiva, estos números “evidencian que el uso de la inflexibilidad, por parte de los generadores GNL, está muy lejos de ser una situación excepcional como lo dispone la norma, y está claramente siendo utilizada en un comportamiento estratégico por parte de los titulares de centrales a gas para deprimir artificialmente los precios spot en su favor, derivado de su posición comercial deficitaria en el mercado spot”.
Otro efecto operacional es mencionado por Ana Lía Rojas, socia fundador de EnerConnex. “Seguimos con una situación en donde hay diferencias preocupantes entre los volúmenes de gas que las generadoras GNL programan y los volúmenes del combustible que realmente se requieren en el sistema, resultando una operación y despacho económicamente sub-óptimo e ineficiente. Las declaraciones de gas inflexible no decrecen, lo que se debe a que la Norma Técnica permite declarar proyecciones de GNL inflexible de largo plazo, las cuales no son auditadas por el Coordinador Eléctrico Nacional que simplemente las incluye tal cual en los programas de operación”.
El debate entre los actores del sector se ha centrado en si esta figura es una distorsión o no. Francisco Muñoz sostiene que no necesariamente lo es. “Las situaciones en que se presentan inflexibilidades asociadas al suministro de algún combustible o las inflexibilidades técnicas asociadas a la operación segura de una unidad no necesariamente corresponden a distorsiones de mercado”.
“Por ejemplo, en mercados basados en oferta, es común que unidades relativamente inflexibles, como centrales nucleares o a carbón, presenten ofertas por debajo de sus costos variables de operación en periodos en que tales ofertas les permitan evitar incurrir en costos de apagado y encendido por baja demanda”, indica el ejecutivo.
Danilo Zurita piensa lo contrario, señalando que la regulación en Chile es en base a costos auditados y no en base a un mercado de ofertas, por lo que este tipo de declaraciones “no refleja el costo de abastecimiento del sistema eléctrico, al forzar la entrada de grandes bloques de energía a costo cero, desplazando a todo el resto de las unidades generadoras en función del orden de mérito, no permitiendo que los agentes perciban su correcta remuneración del mercado de energía en el corto plazo”.
“En el largo plazo no viabiliza inversiones, al tener un costo marginal artificialmente bajo, y con las consecuentes señales en materia de seguridad y calidad de servicio y transmisión. Y por último puede ser usado como herramienta de precios predatorios, afectando la competencia y concentrando a los oferentes”, agrega.
Esto es compartido por Rafael Loyola, por cuanto asegura que la inflexibilidad “no existe comercialmente: todos los contratos cuentan con cláusulas que permiten redirigir los envíos de GNL, y aun cuando no las tuviesen, la misma norma les exige adecuar sus contratos para incorporarlas. En la práctica, la inflexibilidad no tiene un sustento real y, sin embargo, se ha instalada en nuestro sistema como un mecanismo que otorga una ventaja anticompetitiva al conjunte de generadores termoeléctricos que la utilizar a su favor”.
Según Ana Lía Rojas, otro efecto es que “se modifica la consigna de despacho en orden de mérito por costos variables y por ende la operación de los embalses y la inyección de energías renovables se ve alterada, provocando vertimientos de energía renovable. En el caso específico de las generadoras hidroeléctricas, se provoca la acumulación forzada de agua en los embalses (de propiedad de varios de los incumbentes con activos hidro y térmicos a gas), agua que luego puede despacharse a precios spot mayores”.
“Esto genera un beneficio a los declarantes del GNL propietarios de embalses, pues tienen un comportamiento estratégico doble, pues optimizan su almacenamiento de agua y así logran recuperar una parte importante de esa declaración a costo variable O del gas. En 2019, se estima que este efecto fue de unos 780 GWh de energía embalsada, con un valor estimado de US$31 millones, considerando un CVg promedio”, añade.
Mesa de trabajo
La mesa de trabajo de la CNE para modificar la Norma Técnica espera entregar una salida a la situación actual. Francisco Muñoz, uno de los integrantes de esa mesa, señala que la propuesta para actualizar la normativa recoge elementos de ambas visiones en torno al tema. “Por un lado, reconoce la existencia de contratos de suministro de GNL con cláusulas de inflexibilidad, dando certeza regulatoria a los inversionistas. Por otro, recoge algunas de las preocupaciones de los actores que comparten la visión de que la aplicación de la NT de GNL puede no estar cumpliendo los objetivos primordiales que le dieron motivo a su existencia”.
Para Rafael Loyola en el borrador con los lineamientos conceptuales sobre los cambios, “la CNE no sólo ha persistido en mantener la condición de inflexibilidad, sino que además ha planteado la incorporación de una serie de complejidades adicionales en la regulación de estas declaraciones de gas inflexible, involucrando incluso nuevas responsabilidades para el Coordinador Eléctrico Nacional, quien ha manifestado abiertamente que aquello escapa a sus competencias legales”.
En opinión de Ana Lía Rojas, la propuesta sobre “gas inflexible evitable”, requiere lograr establecer incentivos o castigos para que las generadoras GNL puedan contratarse en forma eficiente y velar por la flexibilidad de sus contratos y por ende, sus suministros de GNU.
Como conclusión la economista plantea que, para lograr la descarbonización, se debe perfeccionar esta alianza natural entre energías renovables y gas natural, corrigiendo las distorsiones a la competencia que subsisten y que no permiten consolidar este joint-venture”.
Una postura cercana manifiesta Danilo Zurita: “Considerando el proceso de descarbonización, dinamismo en la demanda y aumento de la participación de las energías renovables variables, el gas natural será una de las tecnologías llamadas a dotar de flexibilidad a nuestro sistema. Eliminando la condición de inflexibilidad de la norma, las señales del mercado de energía son correctas en ese sentido, pues se eliminan las distorsiones al costo marginal”.
