Conflicto por gas para generación eléctrica escala al Congreso y se intensifica lobby con el gobierno

Fuente: Diario Financiero

La CNE y los gremios irán hasta la Cámara de Diputados. Ministro Jobet habría decidido intervenir para controlar la ofensiva.

Los cambios a la norma técnica que regula el gas natural (GNL) para generación eléctrica que inició la Comisión Nacional de Energía (CNE), para intentar corregir algunos efectos que estaría causando la condición de inflexible de este combutible, está escalando en su nivel de discusión.
Esto, porque si bien el debate se viene dando desde el año pasado, cuando la autoridad inició un trabajo para modificar la norma técnica, los cambios están entrando en una fase decisiva.
La norma -que fue creada en 2016- establece en términos generales que el gas natural puede adquirir la condición de inflexible cuando se agota la capacidad de almacenamiento, ante el inminente arribo de un nuevo embarque del combustible. Así, se le asigna un costo variable
cero, lo que en la práctica permite que tenga prioridad para producir electricidad.
Algunos generadores renovables han acusado que eso está generando problemas en el sistema, al quitarles espacio, entre otros efectos. La propuesta de la CNE busca normar cuánto gas puede ser declarado como inflexible, lo que abrió dudas y cuestionamientos entre grandes generadores y otros actores, por los riesgos que implicaría en la importanción de este combustible, desincentivando su uso.
Esto ha abierto una serie de disputas. Empresas de mediana generación hidroeléctrica fueron en septiembre de 2020 hasta el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) para abrir una consulta sobre si esta condición de inflexibilidad era compatible o no con las normas de libre
competencia. Dado que el organismo no dio trámite, las firmas elevaron el caso hasta la Corte Suprema, donde aún falta un pronunciamiento.
En otro frente, algunas empresas y gremios agendaron reuniones con parlamentarios para plantear sus posturas. El 14 de junio, el diputado Juan Luis Castro pidió que se abordara el tema en la Comisión de Minería y Energía. La insistencia llevó a que se citara para este lunes una
sesión. Hasta el viernes, estaba confirmada la participación del secretario ejecutivo de la CNE, José Venegas, junto con cuatro gremios.
Este cara a cara, según algunas fuentes, sería clave para evaluar las posibilidades de que se ajuste la propuesta de la CNE, organismo que extendió el plazo de la consulta de la norma, que terminaba el viernes, hasta el próximo 12 de julio.
Para el debate, empresas, gremios y consultoras del sector han comenzado a hacer cálculos de lo que podría implicar el cambio. Este intenso debate habría motivado a que el Ministerio de Energía empiece a involucrarse más en el tema. Fuentes de la industria comentan que el ministro Juan Carlos Jobet, accedió a audiencias en el último mes, lo que antes se había
delegado exclusivamente en la CNE.
Jobet se reunió el 22 de junio con dirigentes de cinco asociaciones: Energía Solar; Energías Renovables y Almacenamiento; Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas; Pequeños y Medianos Generadores de Energía, y Concentración Solar de Potencia.
Los mismos gremios se habían reunido siete días antes con el superintendente de Electricidad y Combustibles, Luis Ávila. Mientras, el 1 de junio, la Asociación Gremial de Clientes Eléctricos No Regulados se encontró con Venegas, quien dos días más tarde tuvo una cita con la Asociación de Generadoras.

La posición de la autoridad

A juicio de la CNE, el fondo del problema de la inflexibilidad del gas es que las empresas que lo utilizan deben definir compras y volúmenes que tienen inflexibilidades para ser reducidos o
cancelados, y deben hacerlo sin certeza acerca de cuánto GNL utilizarán en la realidad de la operación.
“Eso los expone a sobrantes de GNL o a costos para reducir esos sobrantes. Para administrar esos costos, las generadoras fuerzan al sistema a colocar el GNL sobrante a costo cero, impactando el precio, la generación y los ingresos de las generadoras renovables”, asegura la entidad liderada por Venegas.
Frente a esta problemática, desde la CNE indican que la propuesta que han puesto sobre la mesa es que esta dinámica sea chequeada y supervisada por el Coordinador Eléctrico, permitiendo “sólo un nivel de despacho forzado de gas sobrante que sea el beneficioso para todo el sistema, y no sólo el resultado individual que interesa a los generadores que administran soberanamente los contratos de compra de GNL que definen esas inflexibilidades”. Sin embargo, recalcan que hasta hoy esta modificación no está vigente, por lo que “no puede relacionarse con lo que haya ocurrido antes respecto de las proyecciones de uso del GNL”.

Menor disponibilidad de gas natural y déficit hídrico inciden al alza en costos marginales del Sistema

En los últimos meses se ha hecho patente el alza en los costos marginales, los que sirven para determinar el valor en que se transa la energía entre las generadoras, debido a diversos factores. Según Systep, en mayo el costo marginal de la barra Crucero 220 fue de 76,9 US$/MWh, lo cual registró un aumento de 7,7% con respecto a abril, y un incremento de 88,0% respecto a mayo 2020. Esto, dicen en la industria, demuestra que es difícil predecir el
funcionamiento del sistema, por lo que subirle el riesgo a la importación de GNL podría aumentar el problema.
Para el académico de la U. de Santiago, Humberto Verdejo, las alzas en el mercado spot se deben sobre todo a la hidrología seca, mayor consumo que el esperado y gas natural con alto precio: “La necesidad de abastecer la demanda en las horas de mayor consumo obliga a despachar centrales que permitan suplir la falta de energía, por lo que las alternativas son carbón y diésel. Esto ocurrió principalmente en el primer trimestre debido a una
sobreestimación del deshielo, lo que indujo a una menor compra de GNL, lo que terminó siendo reemplazado por diésel”.
El presidente de Apemec, José Manuel Contardo, plantea que para este año “las principales razones de alza de precios spot con respecto al 2020 han sido las menores importaciones de gas argentino y una menor isponibilidad de unidades a carbón”. En cambio, el uso de GNL, “se incrementó en cerca de 400 millones de m3 (+56%), para compensar esta menor importación de
gas argentino, debiendo complementar el déficit con centrales diésel más caras”.

Related news

Cuentas de la luz: alza esperada de enero y los próximos ajustes que asomarán
17 Diciembre, 2024

Systep participa en estudio de Elementos Normativos para Sistemas de Almacenamiento de Energía
30 Julio, 2024
Transmisión: Systep propone incluir al segmento en el mercado de intercambio de energía con almacenamiento
7 Marzo, 2023

Source: Diario Financiero

The CNE and the unions will go to the Chamber of Deputies. Minister Jobet reportedly decided to intervene to control the offensive.

The changes to the technical standard that regulates natural gas (LNG) for electricity generation initiated by the National Energy Commission (CNE), in an attempt to correct some effects that would be caused by the inflexible condition of this fuel, is escalating in its level of discussion.
This is because, although the debate has been going on since last year, when the authority began work to modify the technical standard, the changes are entering a decisive phase.
The rule – which was created in 2016 – establishes in general terms that natural gas can acquire inflexible status when storage capacity is exhausted, in view of the imminent arrival of a new shipment of the fuel. Thus, it is assigned a variable cost
zero, which in practice allows it to have priority to produce electricity.
Some renewable generators have charged that this is causing problems in the system by taking space away from them, among other effects. The CNE’s proposal seeks to regulate how much gas can be declared as inflexible, which raised doubts and questions among large generators and other actors, due to the risks it would imply in the importation of this fuel, discouraging its use.
This has opened a series of disputes. In September 2020, medium hydroelectric generation companies went to the Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) to open a consultation on whether or not this inflexibility condition was compatible with free competition rules.
competence. Since the agency did not process the case, the firms took the case to the Supreme Court, where a ruling is still pending.
On another front, some companies and unions have scheduled meetings with parliamentarians to present their positions. On June 14, Congressman Juan Luis Castro requested that the issue be addressed in the Mining and Energy Commission. The insistence led to the convening of a meeting for Monday
session. As of Friday, the participation of the executive secretary of the CNE, José Venegas, together with four unions, was confirmed.
This face-to-face meeting, according to some sources, would be key to evaluate the possibilities of adjusting the CNE’s proposal, a body that extended the deadline for consultation on the regulation, which ended on Friday, until July 12.
For the debate, companies, guilds and consulting firms in the sector have begun to make calculations of what the change could entail. This intense debate would have motivated the Ministry of Energy to become more involved in the issue. Industry sources say that Minister Juan Carlos Jobet agreed to hearings in the last month, which had previously been held at the Ministry of Finance.
delegated exclusively to the CNE.
Jobet met on June 22 with leaders of five associations: Solar Energy; Renewable Energy and Storage; Small and Medium Hydroelectric Power Plants; Small and Medium Power Generators; and Concentrating Solar Power.
The same unions had met seven days earlier with the Superintendent of Electricity and Fuels, Luis Avila. Meanwhile, on June 1, the Trade Association of Non-Regulated Electricity Customers met with Venegas, who two days later had an appointment with the Association of Generators.

The position of the authority

In the CNE’s opinion, the root of the problem of gas inflexibility is that the companies that use it must define purchases and volumes that have inflexibilities to be reduced or reduced.
The company must do so without certainty as to how much LNG it will actually use in the operation.
“This exposes them to LNG surpluses or costs to reduce those surpluses. To manage those costs, generators force the system to place surplus LNG at zero cost, impacting the price, generation and revenues of renewable generators,” says the entity led by Venegas.
Faced with this problem, the CNE indicates that the proposal they have put on the table is that this dynamic be checked and supervised by the Electricity Coordinator, allowing “only a level of forced dispatch of surplus gas that is beneficial for the entire system, and not only the individual result that interests the generators that sovereignly manage the LNG purchase contracts that define these inflexibilities”. However, they emphasize that as of today this modification is not in force, so “it cannot be related to what has happened before with respect to LNG use projections”.

Lower availability of natural gas and water deficit increase System’s marginal costs

In recent months, the increase in marginal costs, which are used to determine the value at which energy is traded between generators, has become evident due to various factors. According to Systep, in May the marginal cost of the Crucero 220 busbar was US$76.9/MWh, an increase of 7.7% with respect to April, and an increase of 88.0% with respect to May 2020. This, they say in the industry, demonstrates that it is difficult to predict the
system, so raising the risk of LNG imports could increase the problem.
According to Humberto Verdejo, an academic at the University of Santiago, the increases in the spot market are mainly due to dry hydrology, higher consumption than expected and high priced natural gas: “The need to supply demand during peak hours requires the dispatch of power plants to make up for the lack of energy, so the alternatives are coal and diesel. This occurred mainly in the first quarter due to an increase in the
overestimation of the meltdown, which led to a lower purchase of LNG, which ended up being replaced by diesel”.
The president of Apemec, José Manuel Contardo, states that for this year “the main reasons for the increase in spot prices with respect to 2020 have been the lower imports of Argentine gas and a lower availability of coal-fired units”. On the other hand, the use of LNG “increased by nearly 400 million m3 (+56%), to compensate for this lower import of LNG”.
Argentine gas, having to supplement the deficit with more expensive diesel power plants”.