Por Jéssica Esturillo O.


Elevar la participación del gas natural en la matriz de generación es un eje que cruza la Agenda de Energía y que será decisivo para que el gobierno pueda cumplir el compromiso de bajar los precios de la energía para grandes consumidores (costo marginal) hacia el fin de este período y también para clientes residenciales en la próxima década.

La autoridad ha reconocido que lograr esta mayor presencia del hidrocarburo no es una tarea sencilla, pues en primer lugar requiere una decisión de compra por parte de las generadoras que tienen centrales a gas y no cuentan con suministro, como Colbún y AES Gener.

Con el paso de las semanas, en el Ministerio de Energía notaron que su blanco inicial, el acceso a los terminales de regasificación, no sería la solución para allanar el camino a las eléctricas, sino que en realidad también sería dar certeza a estas firmas de que ese gas natural licuado (GNL) que podrían comprar, efectivamente será utilizado, lo que hoy no es factible debido al criterio económico con el que opera el sistema, en virtud del cual la prioridad de funcionamiento lo tienen las centrales cuyo costo de operación es menor y donde el carbón y el agua tienen prioridad.

Fuentes de la cartera de Energía comentan que el análisis apunta a definir un sistema en virtud del cual el gas opere en base, para lo cual es requisito desplazar al carbón en el despacho que hacen los Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC), que coordinan la operación del sistema a partir de un criterio marginalista, donde el gas, al igual que las centrales a diésel, hoy tienen un rol de respaldo para cubrir las puntas de demanda.

"Se analizará la conveniencia de desarrollar normas técnicas para adecuar los procedimientos de los CDEC para el despacho de centrales GNL y determinación de costo efectivo de contratos GNL 'take or pay’”, es lo único que la Agenda de Energía dice sobre este punto.


Las alternativas


En el mercado comentan que esta componente del "take or pay" es la que hasta ahora ha complicado el acceso de otras generadoras al GNL, ya que implica un pago a todo evento por un servicio y un suministro que en las condiciones actuales se utilizará eventualmente.

Por otra parte, el despacho que hacen los CDEC se basa en el costo variable que declara las empresas, donde el principal factor está constituido por el precio del combustible, lo que deja al gas sin opciones frente al carbón, cuyo costo es menor. Esto, dicen en el gobierno, podría revertirse si ese componente de pago obligado es considerado en forma constante como un costo fijo y que su declaración como costo hundido, no quede a criterio de cada empresa, como sucede actualmente.

Francisco Aguirre, director de Electroconsultores, explica que una forma de conseguir que una eléctrica pudiera declarar el gas a costo cero sería que un tercero, como un gran cliente de una generadora, compre por su cuenta el GNL y lo ponga a disposición de la generadora o se lo venda con un precio ventajoso frente al carbón, en razón de algún tipo de compensación alternativa.

Otra opción que comentan en el mercado sería que se obligara a declarar al carbón con un costo mayor, de manera que lo deje en desventaja frente al gas, lo que podría lograrse bajo un esquema de "Cap and trade". El problema de esto, advierten, es que implicaría encarecer los costos de la energía.

"Usar gas que en realidad no es más económico que el carbón, forzando el sistema es una locura, no tiene sentido económico, porque se baja el precio pero en función de una alteración artificial del orden de despacho de las centrales, (por lo tanto) el costo podría terminar siendo mayor porque los costos siempre aparecen por alguna parte", explicó un ejecutivo de una generadora.

CAMBIOS A LICITACIONES

La Comisión Nacional de Energía (CNE) entregó algunos detalles del nuevo diseño que tendrán las licitaciones de suministro para las distribuidoras eléctricas, instrumento con el cual buscan lograr precios de energía más bajos que los US$ 128 por MWh recibidos en el último proceso realizado en 2013. El titular del organismo, Andrés Romero, explicó ante la Comisión de Energía y Minería de la Cámara de Diputados que en las próximas licitaciones de largo plazo, las que involucran del orden de 5.000 MW de capacidad, considerarán periodos de abastecimiento de distinta duración y bloques de energía de diversos tamaños. En lo que respecta a plazos, dijo, la idea es lanzar un llamado en marzo de 2015, el cual recibirá ofertas un año después, en marzo de 2016, para iniciar suministro en enero de 2021. Esto permitirá que muchos más generadores dispongan de tiempo suficiente para desarrollar sus proyectos y así puedan participar, a diferencia de lo que sucede actualmente.