Chile está cursando un amplio debate sobre qué se debe hacer con la norma técnica de Gas Natural Regasificado que presentó la CNE a consulta pública (descargar), la cual modifica la medida que se viene aplicando desde el 2016 y que dicta la inflexibilidad del gas, es decir, que toda empresa que le quede fluido sobrante pueda reclamar su prioridad dentro del mercado spot a costo cero.

La nueva norma de la CNE propone continuar con la inflexibilidad del gas pero acortarla a volúmenes anuales máximos de despacho; sin embargo, hay detractores de esta medida tanto por mantener el statu quo como por eliminarla completamente. Una de las que plantea su eliminación es Ana Lía Rojas, directora de la firma de asesoría energética EnerConnex.

En principio, la especialista valora que se esté dando este nivel de discusión pero manifiesta que el gas debería volver a ser flexible: que compita en precios con otras tecnologías.

En diálogo con Energía Estratégica, Rojas explica que la inflexibilidad del gas surgió como una medida excepcional, pero que su espíritu se desdibujó en los últimos años.

Los números la respaldan: según la CNE, en 2019 el 62% del  gas que se despachó fue declarado como inflexible, mientras que en el 2020 un 42%.

La consultora advierte que esto acarrea básicamente dos problemas, que califica como “graves”. Por un lado, -sostiene- desincentiva proyectos de energías renovables, sobre todo en aquellos que se enfocan directamente sobre el mercado spot, y eso repercute en las metas medioambientales de Chile.

“Lo que hagamos en esta década será fundamental para alcanzar la Carbono Neutral al 2050. Tenemos poco tiempo y tener una distorsión de los costos marginales que abarate el mercado no es la señal correcta que necesitamos para obtener las inversiones que nos va a permitir movernos hacia la transición energética”, opina Rojas.

Por otro lado, la especialista alarma “un problema mayor” al anterior: “Esta situación de depresión del costo marginal por las cuantiosas declaraciones de gas inflexible genera un descalabro en las cuentas de las empresas de energías renovables que no tienen contratos y le están vendiendo al spot. Estas empresas han empezado a entrar en una situación sumamente frágil desde el punto de vista financiero y algunas de ellas ya están en default”.

“Esto está generando que empresas incumbentes tiendan a comprar, a adquirir, activos de estas compañías más pequeñas que por no tener respaldo entran en dificultades financieras. De este modo se promueve una reconfiguración hacia la concentración del mercado”, observa la directora de EnerConnex.

Más renovables

Una de las hipótesis que manifestó la Comisión Nacional de Energía (CNE) es que si se eliminara la inflexibilidad del gas los costos del sistema eléctrico aumentarían a casi el doble: de 55 a 60 dólares por MWh a 90 o 100 dólares por MWh.

Ana Lía Rojas, directora de EnerConnex

Sin embargo, para Rojas ese escenario no tiene asidero real. “Esos cálculos se realizan suponiendo que el gas se reemplazará por diésel, pero eso no tiene ningún sustento ni económico ni técnico. La eliminación de la inflexibilidad va a permitir un mayor espacio para las renovables y para el gas flexible”, asevera.

Justifica: “El gas está pensado para ser el combustible de la transición energética, para apoyar a las energías renovables variables. Pero las empresas gasíferas también tienen que hacer inversiones para poder ampliar sus capacidades de almacenamiento y de regasificación, que hoy día se ve limitada por la inflexibilidad”.

Rojas cuenta que actualmente el mercado mundial del GNL ha cambiado respecto a algunos años atrás. “Hoy el mercado es más líquido, lo que permite redireccionar o reubicar cargamentos de GNL que en el punto de destino no se requieran por esta limitación de almacenamiento; eso se da en todos los mercados”, indica.

Sin embargo existen críticas que señalan que las energías renovables más económicas (eólica y solar fotovoltaica) tienen la limitación de la variabilidad, y que una situación de faltante de gas por la eliminación de la inflexibilidad podría generar problemas en el sistema.

Ante ello, Rojas manifiesta: “Eso podría solucionarse con señales de precios para las tecnologías que permiten que tanto la eólica y la solar fotovoltaica se transformen en centrales de base, como es con la incorporación de baterías. Hasta el día de hoy no hay señales de inversión para el almacenamiento, y esto ralentiza la transición energética”.

Además, cuenta que existen soluciones que permiten que las renovables ofrezcan otros tipos de servicios y atributos a la red eléctrica para que sean transformadas en tecnologías gestionables, como lo es la electrónica de potencia.