El uso forzado del carbón apela a un discutible costo de oportunidad nulo. Similar argumento se usó para justificar el gas inflexible, cuestión que derivó en una demanda en el Tribunal de la Libre Competencia por sus impactos en el mercado de generación.

 

Por Cristián Marcelo Muñoz

El 18 de febrero se inició la generación forzada de las dos unidades de la central termoeléctrica a carbón de Norgener, situada en Tocopilla, y con una capacidad instalada de 276 MW. El objetivo es cerrar la central a fines de marzo de 2024, lo que es parte del proceso de retiro voluntario de las centrales a carbón iniciado en 2019.

En mayo de 2023, AES Andes comunicó a la Comisión Nacional de Energía (CNE) su intención de retirar la central en diciembre de 2025. A los pocos meses, la empresa solicitó a la CNE adelantar el retiro de la central, esta vez para marzo de 2024. El 8 de febrero de 2024, la CNE aprobó el retiro de la central1; justificado por el informe de seguridad del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), que señalaba que no había riesgo para el suministro del Sistema Interconectado2; anteriormente, el CEN ya se había pronunciado favorablemente respecto del retiro de la central en diciembre de 20253.

Al día siguiente de la decisión de la CNE, el 9 de febrero, la empresa informó al CEN que, para materializar el retiro de la central, necesitaba quemar 94.000 toneladas en el stock de carbón disponible en la cancha, lo que implicaba una generación forzada de la central a plena carga en la noche y a mínimo técnico en el horario solar. Según la empresa, la generación esperada por despacho económico de la central no era suficiente para ocupar todo el stock disponible de carbón. Tampoco era posible mantener este stock debido al término de los contratos con sus proveedores de servicios y, además, las resoluciones ambientales asociadas, le impedían transportar el carbón residual en la cancha, una vez cerrada la central4,5. Adicionalmente, a los pocos días de solicitar la generación forzada, la empresa informó que estaba evaluando la reconversión de las instalaciones de la misma central6.

La Unidad de Monitoreo del Coordinador le solicitó a la empresa mayores antecedentes respecto de posibles usos alternativos del carbón, o bien, sobre gestiones con las autoridades ambientales7. Con todos estos antecedentes, el CEN programó la generación forzada de la central a partir del 18 de febrero y hasta el 15 de abril8.

Respecto del impacto en el mercado, la generación forzada de Norgener implicaría un leve aumento de poco más de 100 GWh en la generación esperada a carbón, principalmente porque se desplaza generación a gas. Durante la operación forzada, en promedio, el precio spot de la energía caería en USD 3,0/MWh, y con máximos que podrían sobrepasar los USD 25/MWh; afectando las ventas de los generadores excedentarios, principalmente en la noche.

La tesis de la empresa, acogida por el CEN, es que el carbón en cancha tendría un costo nulo, pues, su costo de adquisición ya estaría hundido y su costo de oportunidad sería nulo, pues no podría revenderse, justificándose su generación forzada. Sin embargo, esta tesis no se sostiene pues, el carbón en cancha tiene un costo alternativo, ya que, la empresa no está obligada a cerrar la central, de modo que puede postergar su cierre mientras le solicita a las autoridades pertinentes los permisos necesarios para trasladar el carbón y revenderlo en otro destino, lográndose así el óptimo social.

En el corto plazo, el uso forzado del carbón es similar al Gas Natural Licuado (GNL) Inflexible, con el agravante de que, a diferencia del GNL, no hay una norma técnica especializada que pretenda justificarlo. El GNL Inflexible le permite a ciertos generadores forzar a su propia voluntad el uso de gas en sus centrales, cuando éste no se requiere, justificándose en que su combustible no tiene un uso alternativo, es decir su costo de oportunidad sería nulo; un argumento un tanto exótico, frente a la existencia de un desarrollado mercado internacional que, desde hace un buen tiempo, permite las transacciones spot de GNL, además de las opciones de flexibilidad que el mismo generador puede contratar. El GNL Inflexible fue pensado como una herramienta acotada a condiciones operativas excepcionales, manejada por los mismos generadores y verificada tal excepcionalidad por el CEN, pero resultó que en 2018 el 23% del GNL fue declarado como inflexible, en 2019 el 61%, en 2020 el 41% y el 2021 el 22%. A consecuencia del gas inflexible, los generadores que lo declararon se beneficiaron en total en USD 105 millones por sus menores compras en el Mercado Spot9. Cabe recordar que este caso llevó a algunos generadores a presentar una demanda en contra de la CNE, la que, tras largos años de litigio, recién este año será vista por el Tribunal de la Libre Competencia.

Las restricciones sobre la disponibilidad o precios de los combustibles, o en general, sobre la flexibilidad operacional de las centrales, son informadas por los propios generadores y en el corto plazo no son contestables por el resto de los incumbentes, de aquí que, antes de ser autorizadas, deben pasar por un chequeo que le asegure al mercado que no se está en presencia de un abuso de posición dominante.

En el largo plazo, el retiro anticipado de las centrales también puede entregarle a los generadores una ventaja sobre sus competidores en la expansión del sistema. Es por eso que la ley establece que, con excepciones calificadas, los retiros de centrales deben informase con una antelación no inferior a dos años, es decir, se establece un tiempo mínimo que permita que los nuevos entrantes puedan competir en la oferta de nuevas centrales en igualdad de condiciones con los incumbentes. Sin embargo, en los últimos cinco años, los informes de seguridad del CEN han avalado la inédita salida del sistema de una capacidad de unos 1.400 MW. En perspectiva, el 15% de la demanda del Sistema Interconectado; una repentina contracción en la oferta, difícilmente desafiable por nuevos entrantes en tan poco tiempo y sin mayores análisis por parte del CEN de su impacto en la la libre competencia en el mercado de generación10.

En conclusión, las decisiones o recomendaciones del CEN tienen serios impactos en la operación y en el equilibrio eficiente del mercado de generación, de modo que es necesario diseñar una gobernanza que permita que el monitoreo de la competencia también se extienda a ellas.

Notas

      1. Resolución Exenta N°45, Comisión Nacional de Energía, 8 de febrero de 2024.
      2. Carta DE00582-24, Coordinador Eléctrico Nacional, 29 de enero de 2024.
      3. Carta DE04307-24, Coordinador Eléctrico Nacional, 15 de septiembre de 2023.
      4. Carta 0018-2024, AES Andes, 9 de febrero de 2024. Carta 0022-2024, AES Andes, 12 de febrero de 2024. Carta 0030-2024, AES Andes, 16 de febrero de 2024.
      5. En rigor el análisis ambiental presentado por la empresa sólo concluye que las resoluciones ambientales no le permiten trasladar el carbón a otro destino, pues, cuando se aprobaron los permisos (principalmente en los 90´s) no estaba pensado su retiro; la minuta señala que “expresamente se indicó que no se contempla el abandono de las instalaciones de la Central Nueva Tocopilla, de suerte tal que no se generó una determinación sobre qué ocurriría en caso de quedar un remanente de carbón almacenado una vez que se dispusiera el término de operaciones”. Moreno, Saez y Aviles, Minuta sobre regulación ambiental del carbón que abastece Central Nueva Tocopilla, 12 febrero de 2024.
      6. Carta 0023-2024, AES Andes, 22 de febrero de 2024.
      7. Carta CD00011-24, Unidad de Monitoreo del Coordinador Eléctrico Nacional, 15 de febrero de 2024.
      8. Informe de Limitación N°2024000233, del 9 de febrero de 2024.
      9. A. Galetovic y C. Muñoz, Gas Forzado y Ejercicio de Poder de Compra en el Mercado Eléctrico Chileno, junio de 2022. C. Muñoz y F. Wolak, Inflexible LNG in the Chilean Electricity Supply Industry, febrero de 2022. C. Muñoz, Gas natural licuado inflexible y su impacto en el Sistema Eléctrico Nacional, agosto de 2020. C. Muñoz, Gas natural licuado inflexible y su impacto en el Sistema Eléctrico Nacional: enero 2020 a marzo 2021, abril de 2021.
      10. Hasta el momento los análisis del CEN se han concentrado en la seguridad de suministro del Sistema Interconectado sin la central que se retira, sin duda una arista muy relevante, pero, no la única.

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    Por Cristián Marcelo Muñoz

    Director de BdE, profesor de Economía de la Energía y Medio Ambiente en el Departamento de Ingeniería Eléctrica y Profesor Regular en la Escuela Iberoamericana de Regulación Eléctrica, en la P. Universidad Católica de Chile.
    Email de contacto cmmunozm@brevesdeenergia.com

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    © Breves de Energía. Todos nuestros desarrollos son originales, y están protegidos por la ley chilena de propiedad intelectual.

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