Una serie de impactos en el Sistema Eléctrico Nacional advierte un estudio de Valgesta Nueva Energía, si es que llega a generarse un escenario de GNL inflexible reducido a futuro, debido a los cambios propuestos en la Norma Técnica (NT) sobre esta materia, y su efecto en la decisión de compra de este combustible por parte de los agentes del mercado en el largo plazo.
La investigación analiza un supuesto escenario en que no se modifica la NT y otro en que se produce un GNL Reducido, «cuyo supuesto principal es que los agentes modifican su decisión de compra de GNL contratando el máximo volumen que le permita el “Reporte de volúmenes resultantes de Annual Delivery Program (ADP)”, para ser declarado gas inflexible».
Asimismo, el estudio se realizó asumiendo que el escenario GNL reducido implica una reducción de la disponibilidad de GNL de hasta un 50% respecto del Caso Base, en base a los estudios que emite el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) donde realiza una comparación ex-post entre las proyecciones anuales de consumo de GNL del ADP.
Resultados
Es así como para el periodo 2021-2030 se sostiene que la participación en la generación de GNL para los escenarios Base y GNL Reducido es de 6% y 5% respectivamente para el año 2025 y de 13% y 10% para 2030, respectivamente. «En ambos escenarios el GNL aumenta su generación en el periodo de estudio, lo que se debe principalmente al proceso de cierre de centrales a carbón. Los resultados también muestran que en el escenario GNL Reducido, se observa un aumento en la generación en base a Diésel (+584% al año 2030), alcanzando una participación en la generación total de un 1.5% el año 2030, esto es más de cinco veces que en el Caso Base», se señala.
Según Valgesta, esto podría aumentará los promedio anuales de los costos marginales: «A modo de ejemplo, para la barra de Quillota 220 kV se observa un incremento promedio de +23% en los costos marginales (+10,9 USD/MWh), mientras que para Crucero 220 kV el aumento fue de un 22% (+8.7 USD/MWh), esto para todo el periodo. Sin embargo si se observa sólo el año 2030 el aumento en los costos marginales es de +22.8 USD/MWh para
ambas barras, es decir un aumento de un +41% aproximadamente».
«Adicionalmente, los resultados arrojan que el escenario GNL Reducido también implica un aumento en los costos de operación del sistema. Esto se debe principalmente al aumento en la participación del diésel en la matriz de generación. El aumento en el costo de operación es de un +17% por sobre el Caso Base en el año 2030, lo que implica un aumento de 137 MMUSD para ese año en el costo de operación», se precisa.
Y se agrega: «El estudio muestra que la variación del vertimiento entre el escenario Base y el escenario GNL Reducido no es significativo y este valor es de un 0,7%».
Dentro de las conclusiones, la consultora plantea que, si bien la CNE «no ha presentado un diagnóstico preciso que motiva la modificación de la norma, algunos actores han planteado que se requeriría una modificación dado el impacto que la declaración de GNL inflexible tendría sobre los costos marginales y el vertimiento de energía renovable. De los análisis efectuados a la operación real de los años 2019 y 2020, no aparece que las diferencias significativas de costos marginales y vertimiento en los escenarios analizados se deban a la presencia de GNL inflexible en el despacho, sino que responde fundamentalmente a las limitaciones de la capacidad de transmisión del sistema eléctrico».
Escenario sin cambios
Respecto al escenario de una NT sin cambios, el estudio menciona un impacto en el costo marginales de -2% para 2022, «en un sistema sin congestiones».
«Con todo, este efecto debe analizarse con relación a los eventuales impactos que podría tener una nueva normativa, en caso de que ésta desincentive la compra de GNL por parte de las empresas propietarias de centrales de ciclo combinado, limitándose a los niveles que el CEN proyecte. En este caso y basados en las proyecciones de uso de GNL que en los dos últimos años ha realizado el CEN, los efectos que podría acarrear la normativa serían contrarios a una “operación económica” y más limpia, ya que se incrementaría notoriamente la presencia de diésel, aumentando considerablemente los costos marginales (hasta +41%) y de operación del sistema (+17%)», sostiene el trabajo.
De acuerdo con el estudio, este escenario «sería favorable exclusivamente para aquellas centrales que se encuentren recibiendo ingresos en el mercado spot, pero implicaría impactos considerables a aquellas empresas que tienen contratos regulados y libres».
«Por ello, sería esperable que los futuros contratos que se oferten para clientes regulados y libres aumenten sus precios, incorporando este nuevo escenario de costos marginales. Finalmente, en el contexto de la discusión sobre “cierre acelerado” de centrales a carbón (lo que podría ocurrir durante esta década) y una menor disponibilidad de agua para hidroelectricidad, proyectada en torno a un -20% según algunos especialistas por efectos del cambio climático, resulta necesario que la autoridad realice un análisis de mayor profundidad y transparencia sobre los problemas que pretende resolver, los objetivos que buscará con la modificación y una proyección de los impactos esperados», se indica en relación a este escenario supuesto.