Norma Técnica GNL: En busca de una mirada de largo plazo

[Editorial] En el contexto de la transición energética hacia la carbono neutralidad, la electricidad jugará un rol central no sólo por la electrificación de la demanda energética, sino también por el lado de la generación de electricidad, contribuyendo a menores emisiones gracias al retiro del carbón y una mayor penetración de generación renovable, en particular renovable variable solar fotovoltaica y eólica. En ese contexto, el gas natural es identificado como un combustible que puede contribuir en esa transición al ofrecer menores niveles de emisión que el carbón y el diésel.

Como parte de este proceso, la Comisión Nacional de Energía (CNE) ha puesto en consulta pública una actualización de la Norma Técnica para la programación y coordinación de unidades que utilicen GNL regasificado (o “NT GNL”). El plazo para el envío de observaciones concluye a mediados de julio, hito que marca el fin de un proceso iniciado en octubre de 2020, que se llevó a cabo en siete sesiones de trabajo de un Comité Consultivo Especial integrado por múltiples representantes de organismos públicos y privados. Al respecto, Generadoras de Chile, a través de su Comité Técnico, lideró un trabajo para elaborar comentarios a este proceso con el fin de contribuir a la mejora de un sistema seguro y eficiente para todos.

En línea con la actual NT GNL, la propuesta de la CNE reconoce la existencia de restricciones logísticas asociadas a la importación y almacenamiento de este combustible, para el cual no existe un mercado secundario local de liquidez comparable a los mercados de Norteamérica o Europa. Adicionalmente, la propuesta incorpora nuevas atribuciones para el Coordinador Eléctrico Nacional (Coordinador), incluyendo la tarea de determinar los volúmenes máximos de GNL que podrán ser declarados inflexibles por empresa, como también la indicación de estimar un costo de oportunidad del uso del GNL declarado como potencialmente inflexible en el corto plazo y que será usado para determinar el costo variable de operación de unidades que utilizan este combustible en el despacho económico del sistema. Este costo de oportunidad se estimará siguiendo una lógica similar a como actualmente se hace con el uso de agua embalsada en centrales hidroeléctricas; cada metro cúbico de agua embalsada que se usa para generar electricidad hoy es un metro cúbico menos de agua que estará disponible para generar electricidad en el futuro.

Considerando que el Coordinador tiene por objetivo preservar la seguridad y garantizar la operación más económica para el conjunto de instalaciones del sistema eléctrico, buscando entregar el máximo beneficio a los clientes finales, será de suma importancia que las estimaciones de los volúmenes máximos que puedan ser declarados inflexibles por las empresas GNL sean determinados en base a herramientas de modelación adecuadas, que capturen todas las complejidades que puedan tener un impacto significativo en la estimación de tales volúmenes. Algunos de los factores que pueden impactar el volumen de GNL que se requiere para la operación a mínimo costo del sistema eléctrico y que, por lo tanto, deberían ser considerados en los análisis del Coordinador incluyen la disponibilidad de generación hidráulica, la disponibilidad de recursos renovables variables (e.g., generación en base a fuentes solares y eólicas), el retraso en la entrada en servicio de instalaciones de generación o transmisión, así como la falla y el mantenimiento o el retiro de unidades de generación de gran tamaño.

Otro elemento relevante que se incluye en la propuesta de NT GNL de la CNE es la aplicación de un criterio conservador para la estimación de volúmenes GNL, indicando que el Coordinador deberá promediar los requerimientos de este combustible del subconjunto de escenarios hidrológicos más secos considerados en las simulaciones. Esta regla es una aproximación de una métrica de riesgo comúnmente utilizada en finanzas—el Conditional Value-at-Risk (CVaR)—cuya introducción en el Estudio GNL fue recomendada por el Coordinador. En simple, una métrica de riesgo como el CVaR apunta a que en el análisis de costos y beneficios de una decisión que debe ser tomada bajo altos niveles de incertidumbre se le dé una mayor ponderación a los escenarios con los resultados más desfavorables, es decir, de mayores costos sistémicos. En el caso de decisiones de importación de GNL, existen estudios que indican que los impactos sistémicos de una sobre o subestimación del volumen necesario de este combustible para el sistema son asimétricos, siendo escenarios en que hay escasez de GNL en el corto plazo mucho más costosos para el sistema que lo opuesto, cuando hay exceso de GNL. Por lo mismo, basta que exista algún grado de aversión al riesgo para que, en base a un criterio que busca minimizar los costos sistémicos, sea más adecuado dimensionar la importación de GNL para condiciones en que se requieren altos volúmenes de este combustible (e.g., hidrologías secas) que para una condición promedio (e.g., hidrología esperada).

Sumado a lo anterior, también sería adecuado considerar una mayor frecuencia de actualización del Estudio GNL, ya que la propuesta de NT GNL de la CNE es que se realice un estudio anual y que se considere sólo una instancia de actualización del mismo. Sin embargo, una mayor frecuencia de actualización del estudio permitiría que las estimaciones de volúmenes de GNL necesarios para minimizar el costo de operación del sistema se realicen utilizando la mejor información disponible sobre el estado y evolución de variables relevantes, como la hidrología observada a la fecha y el avance en la entrada (y salida) de proyectos de generación y transmisión.

Finalmente, vale la pena destacar que, más allá de los comentarios a los detalles técnicos de la propuesta de NT GNL en Consulta Pública, el proceso de discusión sobre la modificación de esta norma también ha servido como instancia para reflexionar sobre la necesidad de realizar cambios más profundos en el diseño y regulación del mercado eléctrico chileno, como la opción de transitar desde el actual mercado basado en costos auditados a un mercado de energía basado en ofertas. Tal reflexión emerge producto de los extensos procesos administrativos, descritos en normas técnicas, que son necesarios para gestionar adecuadamente un mercado basado en costos, en el cual el Coordinador del sistema es el responsable de estimar los costos de oportunidad de todas las tecnologías que participan del mismo en base a modelos de simulación. Es de esperar que estos procesos administrativos se vuelvan cada vez más desafiantes en la medida que aumenta el tipo y número de unidades que participan en el sistema.

Tomando en cuenta los profundos cambios tecnológicos que serán necesarios para alcanzar la carbono neutralidad a mínimo costo y la transformación que ya está experimentando nuestro sistema eléctrico con el ingreso de nuevas tecnologías, creemos que es oportuno iniciar un proceso de discusión para evaluar la inclusión en una hoja de ruta de modernización del mercado eléctrico chileno una transición a un mercado de energía basado en ofertas, ponderando todos las variables relevantes a considerar en una transición de este tipo, incluyendo los plazos requeridos para implementar nuevas plataformas tecnológicas y adecuar la regulación. La información pública nos indica que este análisis ya está en la agenda del Coordinador, la Unidad de Monitoreo de la Competencia y en un reciente estudio licitado por la CNE. Creemos importante el contar con un proceso extenso y profundo de análisis y diálogo colaborativo que permita identificar un diseño de mercado que sea habilitante de una transición energética que resulte en el máximo beneficio para toda la sociedad.