Por Cristián Marcelo Muñoz

Las declaraciones de GNL inflexible tienen importantes implicancias en el mercado de corto plazo de la electricidad, pues modifican la operación de las centrales generadoras, deprimen los precios spot e impactan las transacciones comerciales entre generadores.

El gas natural licuado (GNL) es una importante fuente de energía primaria en la producción de electricidad en Chile. De hecho, en 2019 cerca del 8,4% del total de la generación de electricidad provino del uso de este combustible.

En Chile existen dos terminales de regasificación. En la zona central, el terminal de GNL Quintero le vende gas a las centrales termoeléctricas de ciclo combinado de Enel e indirectamente a las unidades de Colbún y Generadora Metropolitana. En el norte, el terminal de GNL Mejillones suministra principalmente GNL a los ciclos combinados de Engie, Tamakaya y Enel.

Los generadores que operan sus centrales en base a GNL, a diferencia de los otros combustibles fósiles, tienen asociada una normativa específica, que les permite declarar una parte de sus compras en calidad de “inflexible”, dándoles prioridad en el despacho programado por el Coordinador respecto del resto del parque generador. En este sentido, los generadores pueden utilizar su combustible en la operación de sus ciclos combinados declarando un costo variable nulo, desplazando la curva de oferta del parque generador y modificando el orden de mérito de las unidades. La consecuencia práctica es que un ciclo combinado bajo una condición de inflexibilidad, tiene la misma prioridad de despacho que una central de energía renovable, o incluso más alta, si se considera la programación de la operación en buena parte de 2019.

Pese a que la norma señala que el estado de inflexibilidad debe ser una condición excepcional de la operación, en la práctica el GNL declarado como inflexible alcanzó un promedio de 2,3 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) en 2019, cerca del 60% del GNL usado en los ciclos combinados en ese año. En perspectiva, las declaraciones de GNL inflexible representaron el 5% de toda la energía generada en ese año; el equivalente a una central generadora de 500 MW, un poco menos de dos ciclos combinados, generando todo el año. De las empresas que compran GNL, sólo Generadora Metropolitana no declaró volúmenes de GNL inflexible durante ese año.

Las declaraciones de GNL bajo una condición de inflexibilidad tienen importantes implicancias en el mercado spot de transacciones entre generadores. De un lado, modifican la prioridad en el despacho económico de las centrales, pues, fuerzan la operación de los ciclos combinados con GNL, cambiando la consigna de operación óptima de los embalses y eventualmente, pudiendo provocar vertimientos de energía renovable. Por otra parte, deprimen los precios del sistema, costos marginales de la energía, e impactan las ventas de energía en el spot del resto de los generadores, en su mayoría generación renovable.

El reciente estudio publicado por BdE: Gas natural licuado inflexible y su impacto en el Sistema Eléctrico Nacional, reporta el impacto de las declaraciones de GNL inflexible1. En esta Breve se resumen sus principales resultados. El estudio completo se puede descargar desde el sitio web de BdE.

Metodología

A fin de aislar el efecto que tienen las declaraciones de volúmenes de GNL inflexible en la operación de las centrales del Sistema Eléctrico Nacional y en los costos marginales, primero se simuló la operación del sistema con las mismas bases y modelos de optimización preparados por el Coordinador para la programación óptima de las centrales en 2019, pero sin volúmenes de GNL inflexible. Luego, con las mismas bases del Coordinador, se simuló nuevamente la operación, pero esta vez, con diferentes volúmenes anuales de GNL inflexible: 1,1 MMm3/d (poco menos del consumo de un ciclo combinado), 2,3 MMm3/d (el promedio declarado en 2019) y 5,3 MMm3/d (poco más del consumo de tres ciclos combinados). Se reportan los resultados de cada caso y se comparan con el caso que no considera declaraciones de GNL inflexible2.

Precio spot de la electricidad (costo marginal de energía)

Dependiendo del volumen de GNL inflexible que sea declarado en el sistema, los costos marginales horarios en la barra Quillota 220 KV, una de las barras principales del sistema, caen en promedio anual entre 1,6 y 6,2 US$/MWh, 3% a 11% por debajo de los costos marginales que se obtendrían en un escenario sin GNL inflexible. Por su parte, las caídas horarias del costo marginal pueden llegar incluso a valores entre 53 y 60 dólares, en el 1% de los peores casos.

Al declarar un volumen de GNL inflexible, el costo marginal promedio horario cae en todas las horas del día, pero en mayor medida en las horas de punta, en donde la caída fluctúa entre 5 y 14 por ciento.

Balances comerciales en el spot

El balance comercial de inyecciones y retiros de cada generador en el spot, se obtiene de valorar las inyecciones de sus centrales generadoras y los retiros de sus clientes, al costo marginal de energía de la correspondiente barra del sistema. De este modo, si el valor neto es positivo, significa que el generador es excedentario, pues inyecta más energía al sistema de la que retira; por el contrario, si es negativo, el generador es deficitario, ya que retira más energía de la que inyecta con sus centrales.

En 2019, los generadores que compran GNL, con la excepción de G. Metropolitana, fueron deficitarios, es decir compraron energía en el mercado de transacciones spot. Conforme aumenta el volumen de GNL inflexible, el conjunto de los generadores que declaran GNL inflexible reducen sus compras anuales entre 239 y 1.603 GWh, 2 a 13 por ciento de las compras agregadas de estos generadores, representando menores compras que fluctúan entre 16 y 134 millones de dólares. Estas menores compras físicas se reflejan en menores ventas del resto del sistema, en particular de las centrales de energía renovable, las cuales en su mayoría son excedentarias. La excepción es G. Metropolitana, empresa excedentaria, que reduce sus ventas de energía y que en 2019 no declaró volúmenes de GNL inflexible.

Operación óptima de los embalses

Las declaraciones de GNL inflexible obligan a aumentar el despacho de los ciclos combinados, disminuyendo la generación de los embalses con alta capacidad de regulación, principalmente en las centrales aguas abajo de laguna La Invernada y El Laja; energía que queda embalsada y disponible para ser usada en las etapas futuras3. De este modo, y según sea la declaración de GNL inflexible, la energía extra que quedaría en los embalses fluctuaría entre 86 y 1.291 GWh; equivalente a una central con capacidad de generación promedio de 10 a 150 MW. El valor del agua extra embalsada, resulta en un equivalente que podría fluctuar entre 3 y 52 millones de dólares.

Conclusiones

La norma concede gratuitamente a los generadores que compran GNL la opción de colocar en el sistema sus excesos de compra de este combustible que, en un escenario de despacho eficiente, probablemente no habrían tenido colocación. En consecuencia, el generador que compra GNL no enfrenta completamente el costo de sus decisiones, lo que contrasta con la normativa aplicada al resto de las centrales termoeléctricas del sistema, en donde el generador asume todo el riesgo del costo financiero del combustible que no podrá usar, si es que sus centrales no son despachadas por el Coordinador. En este último caso, el generador tiene la señal adecuada para esforzarse en realizar compras eficientes de combustibles. Si bien, es efectivo que el mercado del GNL no presenta el mismo dinamismo al de otros combustibles, al asignar el riesgo en el lado del generador se entregan las señales para que éste sea más eficiente en sus compras, o bien, compre las coberturas o flexibilidades que necesita, compatibles con el riesgo comercial que desea asumir.

Se suele argumentar que el GNL inflexible es un beneficio, pues, al ser generación obligada abarataría los costos de operación para el sistema; algo parecido con los excesos de generación renovable, los cuales deben ser colocados en el sistema a fin de no perderlos. Sin embargo, la comparación no es del todo plausible, pues, las decisiones de compra de volúmenes de GNL por sobre el nivel óptimo, constituyen un costo adicional que termina encareciendo la operación del sistema interconectado. Tampoco implica beneficios directos a los clientes regulados, pues, el impacto de estas operaciones obligadas en el costo marginal no se traslada al precio de la energía presente en sus cuentas de electricidad, sustancialmente mayor al precio spot actual, ya que los contratos de suministro no consideran mayores revisiones por concepto de operaciones obligadas relacionadas con este concepto.

Con todo, el estudio de BdE muestra que el impacto de las declaraciones de GNL en los precios y en las transacciones spot del mercado de electricidad es significativo, motivo de la consulta de algunas generadoras al TDLC4.

Notas

  1. Este estudio es parte de los antecedentes presentados por algunos generadores en su reciente consulta al Tribunal de la Libre Competencia (TDLC) sobre la compatibilidad o incompatibilidad de la condición de inflexibilidad con las normas de Defensa de la Libre Competencia.
  2. La evaluación también se puede realizar para un horizonte futuro, para ello se define una política óptima de operación en valor esperado y luego, se definen escenarios con diferentes volúmenes de GNL inflexible, sin embargo, el impacto de las declaraciones de inflexibilidad dependerá de los supuestos que se tomen en relación con la demanda, plan de obras y disponibilidades y precios de combustibles. Para evitarlo, se decidió realizar una evaluación con la información existente ya preparada por el Coordinador. La elección del año 2019, obedece, más bien, a que fue el primer año en que operaron interconectados el SIC y el SING. Las simulaciones se hicieron sólo hasta diciembre de 2019, pues, a partir de enero de 2020 comenzaron las subastas de servicios complementarios que introducen una dificultad adicional en la programación de la operación.
  3. Los modelos de planificación determinan la política de operación de los embalses en valor esperado, de modo de minimizar los costos evitables del parque generador en un horizonte que puede incluir varios años. Al programar un volumen de GNL inflexible sólo en el primer año de evaluación, tal como lo considera el Coordinador en sus bases, la decisión óptima es postergar generación de los embalses para los períodos futuros. Esto explica que el modelo prefiera postergar parte del uso del agua de los embalses, principalmente, en la laguna La Invernada y en El Laja.
  4. Las declaraciones de los costos variables de las centrales termoeléctricas no son sólo una preocupación local; recientemente la Corte Suprema del Perú declaró nulas las declaraciones de precios de gas de los generadores termoeléctricos por ser inconstitucionales.

Cristián Marcelo Muñoz

Fundador de Breves de Energía. Email de contacto cmmunozm@brevesdeenergia.com.

© Breves de Energía. Todos nuestros desarrollos son originales, y están protegidos por la ley chilena de propiedad intelectual. La suscripción da derecho al suscriptor a usar personalmente el material, sin embargo, no permite su circulación a terceras personas ni su reproducción parcial o total. Cualquier uso del material de Breves de Energía sin autorización expresa está estrictamente prohibido.

You may also like

No Comment

You can post first response comment.

Leave A Comment

Please enter your name. Please enter an valid email address. Please enter a message.