Cinco años suma la polémica. Y las posiciones se resumen, básicamente, como sigue: las generadoras eléctricas que utilizan gas natural quieren que, dadas las restricciones de almacenamiento del combustible, en ciertas circunstancias las privilegien al momento de decidir quién suministra energía al sistema. Por otro lado, generadoras renovables, con costos más bajos que el gas natural, reclaman que esa decisión las perjudica. En medio están el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), que decide quien opera en cada momento, y la Comisión Nacional de Energía (CNE), que estableció en 2016 −en una norma técnica modificada en 2019 y 202− el denominado “gas inflexible”. Dicha norma está en el epicentro de esa disputa.

La fórmula pretendía hacerse cargo de las rigideces de los contratos de abastecimiento de gas natural licuado en Estados Unidos (principal mercado de origen de este commodity) permitiendo que, cuando un bloque de GNL almacenado en el terminal de regasificación no alcanza a consumirse antes de la llegada del próximo barco contratado, la generadora dueña del combustible pueda forzar su uso en el sistema eléctrico ante el riesgo de perder el gas en camino. ¿Cuál es el efecto? En palabras del secretario ejecutivo de la CNE, José Venegas, en julio de 2021 en la Cámara de Diputados, a la empresa se le garantiza el despacho al obligar al Coordinador Eléctrico a colocarlo íntegramente como si fuera la central más barata, con lo que baja el costo marginal del sistema.

Esa preferencia que adquiere el gas desplaza tanto generación más contaminante (carbón) como plantas de energías renovables; y al bajar el costo marginal afecta a estas últimas, que venden gran parte de su energía en el mercado spot, cuyos precios se reducen. “Este problema ha llegado hasta aquí porque (…) está afectando el precio y la colocación de energía de tecnologías en desarrollo”, decía Venegas en julio.

Datos del CEN reflejan que en 2018 el GNL inflexible fue 36% del total del GNL importado; 61% en 2019 y 41% en 2020. Sin embargo, en 2021 la cifra bajó a 8%. Como aporte a la generación total del sistema eléctrico, en 2019 llegó a representar 6,9% y en 2021, solo 1,1%; y el retiro de renovables por inflexible sería mínimo. El descenso obedecería a varios factores: la generación a gas subió por la sequía, aumentó la demanda energética y salieron del sistema las carboneras Bocamina I y Ventanas I. Pero lo que más influyó, según quienes monitorean la industria, fue el uso desde septiembre de la nueva metodología para determinar el valor económico del GNL, establecida en la norma técnica de 2021, para reducir la inflexibilidad. “Lo más importante es el uso del valor económico del gas, porque reduce las situaciones de inflexibilidad extrema al mínimo, a diferencia de lo que había antes, y desplaza carbón. Es un concepto fundamental para que esto funcione, ha ayudado y es lo que se aplica internacionalmente”, plantea una fuente del ámbito fiscalizador.

Si el uso del gas inflexible se mantiene en los reducidos niveles de 2021, podría suponerse que bajará la intensidad de las críticas. Sin embargo, quienes las sustentan afirman que ahora el Coordinador programa GNL-X gestionable, equivalente al GNL inflexible sin costo cero, sino con un “precio sombra” que igual asegura el despacho de centrales GNL. Este asunto debiera despejarse pronto: por plazos, el Panel de Expertos resolvería esta semana la controversia presentada por Hidroeléctrica Lircay en contra del CEN, argumentando que la aplicación del modelo de costo alternativo de GNL o “precio sombra” a partir de septiembre disminuye artificialmente los costos marginales afectando transferencias económicas entre generadores, y bajaría la valorización del agua embalsada, entre otras cosas. Es probable que el pronunciamiento se prorrogue unas semanas dada la cantidad de causas pendientes.

La CNE y su secretario ejecutivo fueron demandados el 6 de diciembre de 2021 ante el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) por consagrar la condición de inflexibilidad en favor de empresas de generación que operan con GNL regasificado en las normas técnicas para regular el tema.

Las demandantes −Eléctrica Puntilla, controlada por la Asociación de Canalistas del Maipo, e Hidromaule, del grupo italiano Sorgent E y Empresa Austral Andina− piden eliminar la condición de gas inflexible pues argumentan que produce efectos anticompetitivos al poner en peligro el acceso a precios más bajos de suministro eléctrico y la transformación del parque generador a energías menos contaminantes, como las renovables no convencionales.

Si bien el 16 de diciembre el TDLC aplicó una precautoria que dejaba sin efecto la inflexibilidad, tres semanas después levantó la medida luego que, en su defensa, la CNE argumentara que los demandantes no acompañaron antecedentes suficientes para dar cuenta de la verosimilitud de sus denuncias, ni permitieran constituir una presunción grave del derecho que se reclama; y que suspender la aplicación de esta norma impactaría a todo el mercado eléctrico, afectando los principios de la regulación: suficiencia, seguridad y calidad del servicio y la operación más económica del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

El abogado de las empresas, Mario Bravo, plantea que el alzamiento de la precautoria “perturba el juicio debido a que se observa un prejuzgamiento grave por parte del tribunal al manifestar que los hechos contenidos en la demanda no serían verosímiles, en circunstancias que ya había decretado una precautoria y que aún no se ha contestado la demanda ni se ha realizado el proceso de prueba”. Bravo recuerda que en octubre de 2020 Hidromaule, Energía Duqueco, Coyanco, GPE, Besalco Energía Renovable y Puntilla presentaron una consulta sobre la compatibilidad de la condición de inflexibilidad con las normas de defensa de libre competencia, causa que el TDLC se negó a investigar: “Acudimos a la Corte Suprema para que, luego de un año y dos meses, ordenara al TDLC ver la consulta. En el proceso se configuró un escenario que llevó a presentar una demanda contra la CNE por su contumacia en dictar normas atentatorias a la libre competencia. Confiamos en la Tercera Sala de la Corte Suprema, donde es probable que termine el juicio”.

Lo que reclaman Puntilla e Hidromaule es que la condición de inflexibilidad no solo altera el orden de mérito de las unidades generadoras (desde la más barata hasta la más cara), sino también los precios de la energía y su significado como señal de inversión. La demanda acusa que la condición de inflexibilidad permite a un selecto grupo de empresas que utilizan GNL para generación forzar el consumo de cierto volumen de gas mediante una alteración de su costo variable de producción, “saltándose la fila según el real costo variable de la generación con gas”.

La CNE declinó referirse a la controversia, aduciendo que sus argumentaciones están en la respuesta al TDLC. Allí, entre otras cosas enfatiza que una hipotética afectación de las demandantes no puede asociarse a su tecnología renovable ya que más bien el riesgo que enfrentan se debe a su planificación comercial, sin exposición significativa a contratos, “lo que las mueve a preferir el estrés del sistema (que generalmente aumenta los costos de producción y el precio spot) incluso a costa de la seguridad de suministro, y a ser muy sensibles a las decisiones de operación del Coordinador”. La autoridad argumenta que quienes reclamaron judicialmente contra el gas inflexible son hidroeléctricas excedentarias y que el resto de los generadores renovables no están en esa condición. Efectivamente, el año pasado a octubre Puntilla anotaba un excedente promedio de 55% en volumen y de 50% en pesos, mientras Hidro Lircay (de Hidromaule) tenía excedentes físicos promedio de 32% y valorizados de 37%.

La CNE explica que para la función del Coordinador lo esencial, según la ley, “no es asegurar el precio más alto, que beneficie a generadores excedentarios, como las demandantes, sino asegurar el suministro continuo a la población, al mínimo costo mediante un uso eficiente de los recursos de generación disponibles”. Por ello, el Reglamento de Coordinación considera la existencia de energía gestionable –como el GNL– y su utilización según su costo de oportunidad. Consignó que las centrales a GNL que habitualmente operan bajo condición de inflexibilidad son Nehuenco (Colbún) y San Isidro I/II (Enel); Nueva Renca (Generadora Metropolitana); Kelar (Korea Southern Power y Samsung C&T) y Tocopilla U16 (Engie). Sumadas aportaron en promedio cerca del 12% de la generación diaria en 2021.

Desde la vereda opuesta replican que cada generador es libre de vender su energía al mercado spot o mediante un contrato a un cliente final; y que un generador renovable −solar, hídrico, eólico u otro− gestiona un nivel de contratación óptimo y la proporción que deja libre para venta spot forma parte de la rentabilidad del negocio. “Todos los agentes económicos deben correr riesgos en el mercado; pero a un tipo de energía, el GNL, se le asegura que venderá toda su producción, afectando a los demás participantes, en especial a energías renovables”, dice el director de Apemec, Rafael Loyola.

La CNE retruca que el gas inflexible es una “aplicación excepcional” y que el estudio anual que el Coordinador debe hacer fija la “cota superior de GNL” a considerar en esta calidad. Ese estudio −que puede ser revisado por el panel de expertos− debe identificar la cantidad de GNL que el sistema eléctrico requiere para su funcionamiento, considerando la situación hidrológica, el desarrollo de energías renovables y las fallas de centrales, entre otros aspectos. Para el GNL que está bajo la cota, la inflexibilidad solo aplica cuando no pueda destinarse a un uso distinto de la generación eléctrica (que emplea más del 60% del GNL importado) y que sea utilizado en generadoras con contratos de suministro superiores a un año (no aplica a compras spot). Una de las excepciones es la condición de particular escasez de fuentes de generación hidrológica.

En el escrito plantea que sin regulación del gas inflexible los generadores a GNL traerán menos combustible para mitigar el riesgo de redestinar buques ante una eventual imposibilidad de descargarlos, lo que afectaría la seguridad y despacho económico. Juan Carlos Olmedo, presidente del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) considera fundamental que el sistema disponga de gas natural para todas las centrales que lo utilizan y que, por tanto, deben existir los incentivos y señales regulatorias para traigan el combustible. “Estamos en una condición de sequía bastante extrema, con 50% de generación térmica, y el gas natural tiene un rol relevante. Por otra parte, dado que el país se fijó la meta de alcanzar la carbono neutralidad en 2050, el GNL debe considerarse como el combustible de la transición energética”, explica.

Entre las renovables comentan que “el regulador enarbola un riesgo del sistema que en sequía no se justifica porque mientras más necesidad de energía hay, cualquier energía de base, como el GNL, resultará totalmente despachaba sin necesidad de declararla inflexible”. Y que el Coordinador, al ser responsable de la seguridad del sistema, tiene incentivos para poner una cota alta, lo que en este organismo descartan de plano.

En todo caso, la CNE siempre ha estado consciente de que requiere despejar situaciones que hagan que los actores actúen por su propio interés y no por el del sistema. Ahora explora posibles efectos de migrar a un mercado de oferta, para lo que contrató estudios.

Rodrigo Moreno, profesor de la Universidad de Chile, plantea que migrar desde un mercado con un mecanismo de regulación de precios a un mercado de libre oferta sería una señal para encontrar una solución más definitiva al problema que busca regular la norma técnica del GNL, pues eliminaría la necesidad de calcular de forma administrativa los costos de oportunidad de los recursos. Aunque estima que la norma técnica de 2021 entrega mejores herramientas al Coordinador para gestionar recursos con restricciones logísticas en el despacho económico, “sigue presentando problemas, como la definición administrativa de volúmenes máximos a declarar, que podrían entrar en conflicto con la eficiencia y seguridad de suministro. Es una solución incompleta a una regulación eléctrica pronta a cumplir cuatro décadas y que no se ha actualizado con las prácticas internacionales”.

A su juicio, en la transición energética, “mientras descarbonizamos la matriz, será necesario mejorar la convivencia entre GNL y renovables, ambos necesarios en el corto y mediano plazo. La regulación actual, incluyendo la norma técnica del GNL, tensiona esta convivencia a niveles inadecuados”.