Gas natural licuado inflexible en el Sistema Eléctrico Nacional: enero 2020 a marzo 2021

Descripción

El gas natural licuado (GNL) es una importante fuente de energía primaria en la producción de electricidad en Chile. En 2019, el 8,4% de la generación de electricidad provino de este combustible, mientras que en 2020 alcanzó a 7,0%1. Los generadores Enel, Colbún, y G. Metropolitana se abastecen de GNL para sus centrales termoeléctricas desde el terminal de Quintero, mientras que Engie y Tamakaya lo hacen desde el terminal de Mejillones.

A diferencia de otros combustibles fósiles, el GNL tiene asociada una normativa específica que les permite a los generadores que compran GNL declarar una parte de sus compras en calidad de inflexible, dándoles prioridad en el despacho programado por el Coordinador, respecto del resto del parque generador2. La justificación residiría en que la decisión de traer el barco con GNL ya está tomada, siendo inevitable para el generador incurrir en este costo. En buenas cuentas, el GNL ya no tendría un uso alternativo en el mercado local o internacional, de este modo, no usarlo implicaría perderlo; así el GNL gana prioridad de despacho incluso respecto de las centrales de energía renovable.

A fin de evitar cualquier abuso, la misma normativa establece que la condición de inflexibilidad debe ser excepcional y responsabiliza al Coordinador Eléctrico Nacional de su vigilancia. Sin embargo, en la práctica, esta excepcionalidad no ha sido tal. En 2019, según lo muestra un estudio de BdE3, más de la mitad del GNL usado en generación fue declarado en modalidad inflexible. Entre enero de 2020 y marzo de 2021, las declaraciones de inflexibilidad también fueron numerosas, alcanzando un promedio de 1,9 MMm3/d, el equivalente a una central de 350 MW4; el 82% se generó entre enero y agosto de 2020. Por su parte, el 43% del GNL inflexible fue declarado por Colbún, mientras que Enel fue responsable del 29%, Tamakaya del 19% y Engie del 9%.

Este estudio muestra los impactos de corto plazo derivados de las declaraciones de GNL inflexible que se hicieron entre enero de 2020 y marzo de 2021. Para este período, se simuló la operación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) pero sin la condición de inflexibilidad, es decir, se asume que todo el volumen de GNL disponible tiene un costo de oportunidad, de modo que se despacha sólo el volumen óptimo de gas para el sistema. Los resultados se comparan con la operación que resulta de despachar los mismos volúmenes de GNL que fueron declarados como inflexibles a un costo variable nulo.

Los resultados muestran que la condición de inflexibilidad aumentó la generación en base a GNL y en consecuencia modificó el despacho óptimo de las centrales. En efecto, el aumento de 1.308 GWh de la generación en base a gas natural, reemplazó 1.053 GWh de generación termoeléctrica eficiente, principalmente a carbón, y 255 GWh de producción de las centrales hidroeléctricas con embalse.

La menor generación de las centrales hidroeléctricas con embalse se refleja como una reserva en la forma de volúmenes embalsados adicionales a fines de marzo de 2021. Esta reserva queda disponible para ser generada más adelante y su valor financiero se estima en US$9 millones.

Si se considera el costo del GNL declarado como inflexible, los menores costos de generar con otras centrales termoeléctricas y el beneficio asociado a la energía adicional embalsada, resulta que la condición de inflexibilidad aumentó el costo total de la operación del sistema interconectado en US$24 millones, 1,4% por sobre el caso que no considera tal condición.

Las declaraciones de GNL inflexible también deprimieron el costo marginal en la barra Quillota 220 KV, una de las barras principales del sistema, en promedio US$1,7/MWh, 4% por debajo de un escenario sin inflexibilidad. Las horas de punta del sistema son las más afectadas, con una caída de 2,5 dólares, en promedio 5%. Por su parte, en el 10% de las horas del período, la caída supera el 13%, US$7,2/MWh.

Los menores precios spot derivaron en US$36 millones en menores compras de energía de los generadores que compran GNL, un 7% menos de las compras que habrían resultado de no existir la condición de inflexibilidad. Estas menores compras se reflejaron en menores ventas de energía de los generadores excedentarios en el spot, en su mayoría centrales de energía renovable.