En un contexto en el que Chile busca descarbonizar su matriz eléctrica para 2040 —compromiso asumido por el gobierno nacional en 2019—, una norma permite que la electricidad producida con gas natural licuado (GNL) regasificado, un combustible fósil, ingrese con prioridad al sistema eléctrico nacional, desplazando a otras fuentes como las energías renovables.
La norma ha sido impugnada en diferentes litigios —que siguen en curso— por actores de la industria de las energías renovables y por un grupo de organizaciones ambientales y sociales. Los primeros argumentan que la norma impacta negativamente la competencia en el mercado eléctrico, mientras que las segundas alegan que agrava la crisis climática, sus impactos y los daños a la salud de quienes habitan las localidades donde están los dos puertos regasificadores del país, Mejillones y Quintero, reconocidas como zonas de sacrificio ambiental.
Se trata de la Norma Técnica para la Programación y Coordinación de la Operación de Unidades que Utilicen GNL Regasificado, dictada por la Comisión Nacional de Energía (CNE) y vigente desde 2016. En ella, la entidad pública introduce la condición de “inflexibilidad” aplicable a las empresas generadoras de electricidad con GNL bajo la lógica de que estas enfrentan el riesgo de perder el suministro de energía al sistema nacional cuando los barcos que transportan el combustible —en estado líquido— a una terminal de regasificación no pueden descargarlo por falta de almacenamiento y cuando se han agotado las opciones para retrasar o cancelar su llegada al puerto.
La capacidad en los puertos chilenos para regasificar y almacenar gas es limitada, así como compartida y coordinada por todos los compradores. Además, las generadoras contempladas por la norma negocian sus contratos de compra de GNL bajo la figura take or pay, lo que implica que deben pagar por el combustible independientemente de si lo usan (descargan de los barcos) o no.
Aunque la norma fue modificada en dos ocasiones luego de ser emitida, en 2019 y en 2021, la llamada condición de inflexibilidad permaneció en el texto y los cambios se enfocaron en el proceso y/o requisitos para habilitarla.
El texto original de la norma estableció que un volumen de GNL tenía condición de inflexibilidad “si no puede ser destinado a un uso distinto al de generación del sistema eléctrico nacional”, sin causar un perjuicio económico relevante a la empresa generadora. Así, a este volumen o suministro de energía se le asignaba ficticiamente un costo variable de cero, con lo cual podía saltar al primer lugar de la fila para el ingreso a la matriz eléctrica del país. Esto se debe a que el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) decide qué unidad despacha su energía al sistema en un momento dado con base en un criterio de mérito económico creciente según el cual la energía con menor costo variable entra primero.
Según el texto de 2016, eran las empresas generadoras las que debían declarar la condición de inflexibilidad y esta declaración debía estar debidamente justificada ante el CEN en base a sus acuerdos de suministro, restricciones operacionales y/o condiciones comerciales; así como acompañada de todos los antecedentes que permitieran acreditarla.
En la primera modificación de la norma, aprobada en junio de 2019, la CNE dispuso que la declaración de inflexibilidad debía estar sustentada no solo en las restricciones operacionales y/o comerciales de los acuerdos de suministro, sino que las empresas debían además demostrar ante el CEN que hicieron “sus mejores esfuerzos para evitar o minimizar el volumen declarado en condición inflexible ya sea modificando las condiciones contractuales, búsqueda de alternativas de ventas, capacidad de almacenamiento o cualquier otra acción que permita este objetivo”.
En la segunda y última modificación de la norma, aprobada en octubre de 2021, la CNE estableció que el GNL tiene condición de inflexibilidad si no puede ser destinado a un uso distinto al de la generación eléctrica, si el acuerdo de suministro es superior a un año y si el volumen declarado inflexible no supera la cota establecida por el CEN trimestralmente para cada empresa. Y en lugar de un costo variable de cero, dispuso que el suministro inflexible será considerado de forma tal que se garantice la utilización del 100% del volumen semanal referido. Con esto, la energía producida con GNL continúa teniendo prioridad para entrar a la matriz eléctrica nacional por encima de otras fuentes.
Distorsión del mercado
En 2021, las empresas Hidromaule y Eléctrica Puntilla, generadoras de energía hidroeléctrica, demandaron a la CNE ante el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia por haber establecido y mantenido la condición de inflexibilidad en favor de las generadoras que usan GNL regasificado.
En un sistema en el que las empresas del sector tienen el doble rol de generar y de comercializar la energía, las demandantes denunciaron que, a corto plazo, la norma otorga artificialmente un poder de compra a las generadoras que utilizan GNL en el mercado mayorista. “Cuando se produce la inflexibilidad, la curva de oferta se desplaza a la derecha, los precios relativos (en el mercado spot o mayorista) se deprimen y el excedente de energía de los generadores renovables termina siendo vendido a un precio deprimido y, en el extremo, a precio cero o incluso termina siendo vertido”, afirma José Manel Contardo, gerente de Negocios de Hidromaule.
En el largo plazo, alegan Hidromaule y Eléctrica Puntilla, la inflexibilidad reduce la rentabilidad y el ingreso de nuevos generadores que suelen vender al menos una parte de su producción a costo marginal, particularmente aquellos que producen energías renovables de disponibilidad variable como la solar, eólica e hidráulica.
“En términos financieros, (la norma) se transforma en una cobertura de riesgos porque cada vez que haya una contingencia de altos precios, es conveniente traer gas, forzarlo y bajar los precios relativos de todas sus compras. Por eso, ellos pueden tomar el riesgo de sobre-contratarse porque pueden mitigarlo a través de una herramienta como el gas inflexible”, detalla Contardo.
En 2019, más de la mitad del GNL usado en los ciclos combinados fue declarado inflexible. En términos de potencia eléctrica, las declaraciones de GNL inflexibles fueron equivalentes a una central generando 500 MW todo el año, es decir, al consumo eléctrico de unas 185.000 viviendas.
Datos del CEN muestran que del total del GNL importado —cuyo principal origen es Estados Unidos—, el volumen inflexible fue 61% en 2019 y 41% en 2020, bajando a 8% en 2021. Y el aporte del GNL inflexible a la generación total del sistema eléctrico fue del 6,9% en 2019 y de 1,1% en 2021.
Como resultado de un cálculo ex post, “logramos determinar que se produjo un impacto del orden de los 110 millones de dólares de afectación por este periodo (2019-2020) de uso del gas (inflexible)”, señala Contardo. Fueron pérdidas por las menores ganancias de la venta de energía excedentaria en el mercado mayorista a precios deprimidos, aclara.
La CNE declinó emitir su versión acerca de los cuestionamientos a la norma, argumentando que el tema “está siendo visto en tribunales” y la entidad es una de las partes involucradas.
No obstante, en el informe Monitoreo de la Competencia en el Mercado Eléctrico 2023, elaborado por el CEN, se lee una postura gubernamental, según la cual “la generación con gas inflexible difícilmente podría ser calificada como conducta anticompetitiva de no existir evidencia sobre su efecto en la salida actual o potencial de competidores y/o que haya desincentivado o esté desincentivando el ingreso o expansión de nuevos competidores, y los potenciales beneficios actuales o futuros de quienes hayan generado con dicha condición especial de suministro”.
Impactos socioambientales
Las ONG Chile Sustentable, Mujeres de Zona de Sacrificio en Resistencia (MUZOSARE), Greenpeace y la Asociación Interamericana para la Defensa del Ambiente (AIDA) interpusieron en agosto de 2023 una solicitud de invalidación de la norma ante la CNE, la cual fue rechazada en febrero de 2024. Ello motivó a las organizaciones a presentar en abril pasado un recurso de reclamación al Tribunal Ambiental de Santiago. Como primera respuesta, el tribunal se negó a dilucidar el caso con el argumento de que no era de índole ambiental. Tras apelar sin éxito el fallo, las ONG presentaron en julio un recurso de queja a la Corte Suprema de Justicia, máximo tribunal que decidirá si la invalidación de la norma es o no de competencia del Tribunal Ambiental.
“Privilegiar el uso del gas que viene por barco a Chile para la generación de energía tiene muchos impactos negativos, climáticos y ambientales, muchos de los cuales no han sido medidos”, dice Cristina Lux, abogada de AIDA. En la cadena de suministro —menciona—, existen potenciales fugas de metano, principal componente del GNL, cuando el combustible es transportado, regasificado al llegar a tierra, almacenado y usado para generar electricidad. “Está demostrado que todas estas fugas están subcontabilizadas y afectan climáticamente de forma mucho más intensa, incluso que el CO2, en el corto plazo”.
Según información del Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC), el metano tiene gran incidencia en el calentamiento del planeta con una fuerza radiactiva 84-87 veces más potente que la del CO2 en un período de 20 años y 28-36 veces mayor en 100 años. De hecho, se estima que este gas de efecto invernadero ha sido responsable del 30% del aumento de las temperaturas globales desde la revolución industrial.
Además, de acuerdo con un informe de la ONG The Environmental Project, las terminales de GNL liberan otros contaminantes atmosféricos nocivos —compuestos orgánicos volátiles, óxidos de nitrógeno, dióxido de azufre, monóxido de carbono y material particulado— que pueden causar un incremento en la incidencia de enfermedades respiratorias, cardiopatías y cáncer.
“Aún no sabemos qué respiramos porque no se ha hecho la sinergia de los contaminantes que emiten cada empresa, pero muchas intoxicaciones ocurren cuando hay barcos descargando gas en las tuberías”, cuenta Katta Alonso, vocera del movimiento territorial MUZOSARE y residente de Ventanas, ciudad del municipio de Puchuncaví.
Puchuncaví y Quintero, ubicadas a dos horas de Santiago, forman una bahía extensa con poco más de 40 mil habitantes donde se han instalado más de 30 empresas diferentes, incluido un puerto regasificador de GNL en Quintero. El otro puerto regasificador del país está al norte, en Mejillones. Las localidades que albergan estos puertos son denominadas como zonas de sacrificio ambiental y reconocidas en el mapa de conflictos socioambientales del Instituto Nacional de Derechos Humanos.
El término “zonas de sacrificio” alude a territorios en donde la presencia de actividades productivas o infraestructuras de distintos tipos genera impactos ambientales desproporcionados que terminan degradando los ecosistemas y afectando la calidad de vida de las comunidades locales, a menudo de bajos ingresos.
“En Quintero y Puchuncaví ha habido múltiples episodios de intoxicación masiva. Aunque no se sabe quién es el causante, la sintomatología es compatible con intoxicaciones por compuestos orgánicos volátiles (COVs), presentes en el gas”, dice Lux.
El 30 de mayo pasado, la Superintendencia del Medio Ambiente habilitó el monitoreo en línea de COVs en Quintero y Puchuncaví.
Respecto de la competencia del Tribunal Ambiental para resolver el litigio contra la norma del gas inflexible, Alonso es enfática: “El caso es absolutamente ambiental porque el gas es una fuente de energía sucia. Es tiempo de que este país deje de priorizar lo económico sobre la salud de las personas y la biodiversidad”.
De acoger el caso, será la primera vez que el Tribunal Ambiental se pronuncie acerca de una norma del sector eléctrico. Se espera que la Corte Suprema emita en las próximas semanas su decisión respecto de la competencia del tribunal para resolver el caso.
El rol del gas en la descarbonización
En junio de 2019, el entonces presidente Sebastián Piñera anunció el plan del gobierno nacional para erradicar las centrales a carbón antes de 2040 y lograr la neutralidad de carbono en 2050. Aunque el calendario se ha ido acelerando desde entonces, el compromiso se hizo con base en un mayor uso del gas, otro combustible fósil.
“La propia Comisión Nacional de Energía ha dicho, en todas las instancias a las que hemos llevado esta discusión, que la norma del gas inflexible habilita el proceso de descarbonización”, recuerda Lux. “Esto implica un verdadero matrimonio con esta energía fósil a 40 años del que no podremos desprendernos fácilmente, como ha sido el caso del carbón”.
La narrativa del gas como “combustible de transición” y fuente de energía “limpia” no es nueva y está presente en otros países de América Latina como Colombia y México.
Entre octubre de 2021 y septiembre de 2022, el 27,5% de la electricidad en Chile provino de fuentes solares y eólicas, superando por primera vez la generación eléctrica en base a carbón. A decir de la abogada de AIDA, los esfuerzos normativos deben orientarse al almacenamiento de energía, a favorecer la generación distribuida y a la estabilidad de las energías renovables, cuya industria exige reforzar la infraestructura y cambiar el diseño del mercado para garantizar una retribución adecuada para su oferta.
“Si queremos mitigar las emisiones del país en el contexto del cambio climático, tenemos que ir al sector eléctrico, en el que 70 u 80% de la generación a carbón y a gas está en manos de cuatro empresas”, señala Sara Larraín, directora de Chile Sustentable. “Estas empresas tienen la capacidad técnica y económica de hacer una transición más rápida y por eso son las responsables principales del máximo de reducción de emisiones”.
Datos de 2023 del CEN dan cuenta que la participación en el mercado eléctrico está concentrada en cuatro conglomerados: Enel, AES Corporation, Engie y Colbún (grupo empresarial Matte), que suman cerca de un 54,6% de la capacidad instalada a diciembre de ese año. Los tres primeros son transnacionales y el último es chileno.
“Si en Chile realmente se empieza a construir la capacidad de almacenamiento que esté aprobada ambientalmente, el gas natural no tiene ninguna capacidad de competir con la energía solar y eólica almacenada durante el día y que se utiliza en la noche”, afirma Larraín. “Seguir construyendo centrales a gas resulta más caro que las alternativas de energías renovables no convencionales con almacenamiento y que la energía hidráulica, la cual se puede modular como una batería: tú puedes botar agua para generar energía solo en la noche, cuando es necesario respaldar el sistema”.
