Competencia en el mercado de la electricidad: GNL inflexible

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.

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.

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.

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.

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.

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 absurdo^10,11. 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 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.