Por José Manuel Contardo

Las declaraciones de inflexibilidad distan de ser excepcionales, dan espacio para el ejercicio de poder de mercado e impactan las ventas de los generadores renovables.

El mercado de generación en Chile es de acceso abierto, en donde, las decisiones de inversión: tecnología, tamaño y localización, son tomadas por los privados a su propio riesgo. Sin embargo, la operación de las centrales no depende de los generadores, ya que, es definida por el Coordinador Eléctrico Nacional, con total independencia de sus compromisos contractuales. La Ley responsabiliza al Coordinador de operar el sistema de manera segura y al mínimo costo posible.

Para abastecer sus contratos de suministro con clientes finales, los generadores deben pasar por un mercado mayorista o mercado spot, en donde se liquidan las diferencias entre sus compromisos de venta y la producción de sus centrales. En el spot se encuentran los generadores que venden sus excesos o compran sus déficits de energía a un precio regulado, el costo marginal de la energía, el cual, se define como el costo variable de la central que puede abastecer un incremento marginal en la demanda.

En el último tiempo, el costo marginal ha sido afectado por ciertas regulaciones definidas por la Comisión Nacional de Energía (CNE) y que no están expresamente contenidas en la ley. Tal es el caso de la “Condición de Inflexibilidad” definida en la Norma Técnica que regula las declaraciones del gas natural licuado (GNL)1, la cual, siendo un acto administrativo emitido por la CNE, se ha convertido en una verdadera regulación económica del mercado de generación. El estado de inflexibilidad ha deprimido el costo marginal de la energía, derivando en transferencias económicas relevantes en favor de los generadores que compran GNL y en desmedro del resto de los generadores, en su mayoría, propietarios de centrales de energía renovable, quienes, en el corto plazo, no pueden desafiar las decisiones de compra de gas y su impacto en los precios del sistema.

Los impactos derivados del uso de esta condición: concentración de mercado e ineficiencia económica debido al incremento de los costos de operación del sistema, son relevantes y han sido cuantificados en recientes estudios. A ellos, se agregan potenciales retrasos en las inversiones en centrales de energía renovable, su eventual exclusión del mercado debido a su debilitamiento financiero e impactos ambientales derivados de la prioridad que recibe el uso de un combustible fósil.

La controversia surgida en torno al GNL inflexible, derivó en una consulta al H. Tribunal de la Libre Competencia, un recurso ante la H. Corte Suprema y un proceso liderado por la CNE con el fin de revisar la condición de inflexibilidad. En esta Breve analizo esta regulación y sus impactos en el mercado de la electricidad.

La condición de inflexibilidad del Gas

Para que el Coordinador defina la operación a mínimo costo de las centrales y determine el costo marginal de la energía, los generadores interconectados deben informar los costos de producir energía eléctrica con sus centrales. En el caso de las centrales termoeléctricas, principalmente corresponde al costo de las compras de combustible: carbón, gas natural o petróleo. Los costos que se informan, más que representar un valor histórico de compras, deben representar el costo alternativo de usar este combustible en el país o en mercados internacionales.

En 2016, la CNE introdujo en una norma técnica, una regla especial que les permite declarar a los generadores que operan centrales a GNL, bajo condiciones excepcionales2, volúmenes de GNL en condición de inflexibilidad. Esta condición permite que el Coordinador defina como nulo el costo variable de operación de estas centrales termoeléctricas3, dándoles primera prioridad en el despacho de las centrales.

El estado de inflexibilidad se sustenta en supuestas rigideces que existirían en el mercado internacional del gas, las que se reflejarían en los contratos de compra de este combustible, que suelen incluir cláusulas del tipo Take or Pay, las que obligan al comprador a concurrir al pago del combustible nominado en su Annual Delivery Program4, sin perjuicio de si el gas es, o no, consumido. De aquí que, según argumentan los generadores que compran GNL, el suministro de gas sería rígido o inflexible.

Bajo la norma, es el propio generador quien define sus volúmenes de GNL inflexible. Para ello, basta con que justifique que el volumen no podrá destinarse a un uso distinto al de generación en el sistema interconectado, sin que ello, les signifique incurrir en un perjuicio económico relevante; el cual, es declarado por el mismo generador.

El GNL inflexible y la seguridad de suministro

Los generadores que compran GNL también han advertido que no contar con la opción de inflexibilidad, podría llevarlos a reducir sus compras de este combustible, con potenciales implicancias en la seguridad de suministro del sistema eléctrico en un escenario de descarbonización.

Esta aseveración carece de fundamentos técnicos, pues, un reciente estudio de BdE muestra que en un escenario de descarbonización, las centrales a GNL quedarán operando en la base, siendo prácticamente nulo cualquier riesgo de descalce entre las compras de gas y su consumo en generación5 . De este modo, el cambio en la estrategia de compras de GNL no implicará un desabastecimiento de GNL, ni tampoco aumentará el riesgo de falla en el suministro de electricidad.

Tal afirmación también deja en evidencia que la estrategia de compras de estos generadores, que resulta de la optimización de su posición comercial, no necesariamente asegurará el óptimo económico para el sistema. Es preocupante que esta situación, también advertida en el estudio antes citado, no sea analizada debidamente por el Coordinador, cuyo rol principal es justamente el de asegurar la operación a mínimo costo de las centrales del sistema interconectado, con total independencia de las posiciones comerciales de los generadores.

El GNL inflexible no es un beneficio para los clientes

Se ha señalado que el GNL inflexible, al ser declarado a costo nulo, traería un beneficio para los clientes finales y para el sistema en general. Este argumento tampoco tiene sustento, pues, los clientes finales ya tienen comprometido el suministro de su energía en contratos de largo plazo a precios fijos, entonces, el costo nulo del GNL inflexible no se les traspasa en la forma de un menor precio. Sin embargo, los impactos adversos se verán en la renovación de sus contratos, pues, el costo de las compras ineficientes de GNL estará presente en el costo de su suministro.

Por otra parte, la generación forzada con GNL implica una distorsión económica con consecuencia en las decisiones de inversión, una situación que derivará en retrasos en la incorporación de nuevas centrales de energía renovable y que, en definitiva, resultará en mayores costos para los clientes.

Los impactos del GNL inflexible en las transacciones spot de energía

En 2019, el uso de la condición de inflexibilidad representó un 60% de las importaciones de GNL, equivalente a un uso promedio diario permanente de 2,3 millones m3, es decir, el equivalente al despacho continuo de una central de aproximadamente 500 MW en el sistema6. En 2020, la situación mantuvo la misma tendencia, representando un 41% de las importaciones de GNL, menor al volumen inflexible de 2019, pero aún lejos de la excepcionalidad establecida en la norma.

El volumen de GNL inflexible declarado en 2019 implicó una reducción promedio anual en el costo marginal de US$4,4/MWh, 8% del precio spot7. También derivó en menores compras de energía en el spot por parte de los generadores que compran GNL y, en consecuencia, menores ventas de los generadores renovables, por unos US$ 63 millones. Un impacto significativo, pues, los generadores que declaran GNL inflexible, son los mayores deficitarios de energía en el mercado spot y concentran la mayor proporción de los clientes del mercado de la electricidad.

Así mismo, el despacho forzado de GNL permitió que algunos de estos generadores pudieran almacenar agua en sus embalses, la cual, puede ser generada y vendida posteriormente. Este ahorro se estima en 778 GWh, unos US$ 31 millones, y que actúa como otra compensación al costo del gas adquirido y despachado en la condición de inflexibilidad.

El rol de las autoridades y una condición de inflexibilidad que no ha sido excepcional

La controversia surgida en torno a la condición de inflexibilidad ha sido una constante desde su primera definición en 2016; una situación que llevó a la CNE a una revisión de la normativa de ese momento, justamente para restringir su uso y asegurar su excepcionalidad. Es así que, en 2019, la CNE publicó una nueva versión de la norma estableciendo una serie de nuevos requisitos para la declaración de inflexibilidad. Por ejemplo, el requerir que los generadores realicen sus “mejores esfuerzos” para evitar el uso de esta condición, listando una serie de acciones a ejecutar por parte de los generadores que compran GNL8.

También es relevante el oficio SEC N°1.634 de 2018, el cual, recalcó que el Coordinador debía velar por la excepcionalidad de la medida, de manera que “no se permita que deficiencias en las gestiones contractuales terminen afectando los principios de la LGSE”. Asimismo, la SEC señaló que las razones comerciales u operacionales para declarar el GNL inflexible no guardan relación con la seguridad del sistema, una evidente contradicción con las opiniones vertidas por los generadores respecto de este punto9. La realidad ha mostrado que el oficio de la SEC no se ha cumplido, sin embargo, tampoco se han conocido pronunciamientos del Coordinador al respecto.

Es así que, en la práctica, el uso de la condición de inflexibilidad ha seguido estando lejos de ser una excepcionalidad, dejando en letra muerta los nuevos requisitos incluidos en la norma y la intención de regulador de evitar su uso abusivo. Una situación que derivó, en el segundo semestre de 2020, en una nueva revisión de la condición de inflexibilidad. Para estos efectos, la CNE convocó a un comité técnico compuesto por algunos representantes de la industria.

En esta nueva instancia, se destacó que la evidencia internacional de los mercados de gas y las cláusulas contractuales, incluidas las de Take or Pay, contienen diversas flexibilidades en la entrega del gas; si bien, el gas debe pagarse, se permite reprogramar su entrega para un consumo posterior. Este tipo de flexibilidades son habituales y deseables tanto para la parte compradora como para la vendedora, pues el vendedor siempre buscará flujos viables de largo plazo para amortizar su inversión, por lo que forzar a sus compradores a perder el gas pagado sería simplemente absurdo10,11. En palabras simples, la condición de inflexibilidad, no tiene una justificación técnica ni económica y por lo tanto, sería inexistente.

Al final de esta instancia, la CNE publicó sus propuestas con cambios más bien retóricos, pues, en el fondo, se mantuvo la condición de inflexibilidad. También la CNE propuso la incorporación de nuevas complejidades, las que, incluso, podrían requerir de nuevas atribuciones legales para el Coordinador.

La presentación al Tribunal de la Libre Competencia

La falta de acciones concretas por parte de la Autoridad y del Coordinador derivaron en que un grupo de generadores renovables presentara, en septiembre de 2020, una consulta ante el H. Tribunal de la Libre Competencia (TDLC), para que se pronunciara sobre la compatibilidad que la condición de inflexibilidad tendría con las normas de libre competencia definidas en el Decreto Ley N°21112.

La consulta solicita corregir la distorsión anticompetitiva del mercado de electricidad generada por el uso del gas inflexible y que ha tenido como resultado práctico que las mismas empresas que lo declaran, puedan controlar el despacho de sus unidades a gas, su déficit de energía y la reducción del precio spot al cual compran dicho déficit, ejerciendo, por lo tanto, un poder sobre el mercado que no puede ser desafiado por el resto de los generadores.

En la presentación también se advirtió sobre la pertinencia de la definición misma de inflexibilidad, no solo por su afectación a la libre competencia, sino porque, además, no estaría incluida en la ley. Esta situación inhabilitaría tanto a la CNE como al Ministerio a definirla mediante normas técnicas o incluso mediante un reglamento. Este último punto implicó que el TDLC derivara la consulta a la H. Corte Suprema, en donde se espera su resolución13.

Conclusiones

La singular definición de inflexibilidad contraviene uno de los principios básicos del despacho centralizado definido en la ley, pues permite a los generadores que compran GNL regular el despacho de sus unidades, afectando con ello los costos marginales del sistema y las transacciones spot entre los generadores. En la práctica, el uso del estado de inflexibilidad se ha alejado de la intención original del regulador, derivando en indeseados efectos anticompetitivos.

La CNE, sin éxito, ha tratado de corregir esta situación. La prueba está en los significativos volúmenes de GNL inflexible declarados en los últimos años. Es más, su reciente propuesta, la cual, mantiene el concepto de inflexibilidad, pero con algunas restricciones adicionales, generó un rechazo transversal en la industria14. El Coordinador tampoco ha entregado pronunciamientos relevantes al respecto, es más, en su reciente informe de monitoreo de la competencia en el sector, esta importante problemática ha sido inexcusablemente pasada por alto.

Perú también ha experimentado una problemática parecida. Los generadores bajaron los precios del gas que declaraban al operador del sistema, argumentando que necesitaban asegurar el despacho de sus unidades, a consecuencia de las restricciones impuestas por sus proveedores. El caso llegó a la Corte Suprema de ese país, la que, en diciembre de 2019, no dudó en anular esta distorsión económica, por considerar que violaba los principios de interdicción de la arbitrariedad, de la igualdad de trato y de la eficiencia en cuanto a la generación de electricidad al mínimo costo.

El GNL inflexible ha revelado cuestiones de fondo. El primero, se refiere a si la Autoridad tiene las facultades para tratar materias que involucran una regulación económica, en donde el principio de reserva legal, establecido en la Constitución, debería ser siempre resguardado. El segundo, se refiere a fallas del Coordinador en el monitoreo de la competencia del sector. Por último y no menos importante, pareciera ser el momento de iniciar una revisión profunda de la actual integración vertical entre la infraestructura del GNL y el mercado de generación.

Notas

  1. Norma Técnica para la Programación y Coordinación de la operación de unidades que utilicen GNL regasificado. Disponible en el sitio web de la CNE.
  2. Articulo 3.3 de la Norma, numeral 3: “Se entenderá que un volumen tiene condición de inflexibilidad si éste no puede ser destinado a un uso distinto al de generación del sistema eléctrico nacional en la Ventana de Información, sin causar un perjuicio económico relevante a la Empresa Generadora GNL calificado como tal por la misma”.
  3. Articulo 3.8 de la Norma: “Las Unidades GNL que se encuentren operando con un volumen en condición de suministro inflexible, deberán ser consideradas para efectos del cálculo del costo marginal del sistema con un costo variable total igual a cero”.
  4. Annual Delivery Program (ADP), es el programa anual de entrega de buques de GNL, el cual se suele definir para el año siguiente en el último trimestre de cada año.
  5. Compras de gas natural licuado y su impacto en el suministro de electricidad, C. Muñoz, diciembre de 2020. Disponible en el sitio web de BdE.
  6. A modo de ejemplo, la unidad N°1 de la central Nehuenco es una central de ciclo combinado a gas con una potencia instalada de unos 380 MW y un consumo de gas a plena carga de 1,7 millones m3/día.
  7. Gas natural licuado inflexible y su impacto en el Sistema Eléctrico Nacional, C. Muñoz, agosto de 2020. Disponible en el sitio web de  BdE. 
  8. Artículo 3.4 de la Norma, numeral 7a: “Cancelar el arribo del siguiente buque o buques de GNL. b. Retrasar el arribo del siguiente buque o buques de GNL que está en riesgo de cancelación. En caso de existir una negociación abierta, indicar el número de días de retraso que se evalúa. En caso de existir negociaciones cerradas, indicar el resultado de éstas. c. Vender el GNL que actualmente está almacenado en el Terminal GNL. d. Realizar un swap de GNL que actualmente está almacenado en el Terminal GNL. e. Redirigir el o los buques de GNL que está en riesgo de cancelación. f. Realizar una descarga parcial del o los buques de GNL que está en riesgo de cancelación. g. Utilizar la capacidad de almacenamiento en el terminal de GNL disponible de otros cargadores. h. Utilizar la capacidad de almacenamiento disponible en otras instalaciones distintas al estanque del Terminal GNL que puede corresponder a gasoductos u otros estanques, propios o de terceros. i. Cualquier otra medida posible que permita evitar la condición de inflexibilidad”.
  9. Oficio SEC N°1.634 de 2018 de agosto de 2018. Repuesta a una solicitud de interpretación normativa de los numerales i), ii) y iii).
  10. Una nota aclaratoria sobre el significado de la cláusula take-or-pay en contratos de abastecimiento de GNL, A. Galetovic, enero de 2021.
  11. Minuta de la sesión N°3, discusión de la Norma Técnica de GNL, presentación de J. Venegas, octubre de 2015. En su presentación señala: “Contratos Take or Pay (ToP) “puro” – sin flexibilidades – no existiría en la práctica, dada la existencia de un costo alternativo del insumo”. Disponible en el sitio web de la CNE.
  12. Consulta de Hidromaule S.A. y otras empresas generadoras sobre la condición de inflexibilidad contenida en la Norma Técnica para la Programación y Coordinación de la operación de unidades que utilicen GNL regasificado, causa: NC-471-2020 D. Actualmente se encuentra en proceso un recurso de reclamación interpuesto ante la Corte Suprema.
  13. El GNL inflexible y la libre competencia, P.Chiffelle, octubre de 2020. Disponible en el sitio web de BdE.
  14. Presentaciones y comentarios a la propuesta, están disponible en el sitio web de la CNE.

José Manuel Contardo

Ingeniero civil industrial con mención en electricidad de la P. Universidad Católica de Chile. Con amplia experiencia en el mercado eléctrico desde 1997, en la gestión comercial y el desarrollo de proyectos de generación renovable. Desde 2007 es Gerente Comercial en Hidromaule S.A. Participó en la fundación de GPM AG, gremio que reúne a pequeños y medianos generadores. Ha participado en diversas instancias relacionadas con la inflexibilidad del GNL.

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