Gas Natural: Mayor competitividad, más flexibilidad
“Aprovechar el potencial de la integración de gas natural requiere de una mayor flexibilización de unidades térmicas (de gas y de carbón), lo que tomará varios meses de trabajo y la compatibilización de objetivos ambientales, económicos y de operación confiable”.
Por Jorge Moreno de la Carrera, consultor en mercados
de energía y agua Inodú
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En junio, los gobiernos de Chile y Argentina concretaron un acuerdo de envío de gas natural desde Argentina a Chile. Los efectos se comienzan a ver en el mercado, con permisos de exportación firme de gas natural hacia la zona central que podrían alcanzar 4,4 millones de m3 día a precios competitivos, con generación a carbón.
Es importante considerar las implicancias que puede tener la operación de unidades de ciclo combinado competitivas con gas natural en la zona central con generación a carbón, particularmente considerando las limitantes actuales de flexibilidad de las unidades térmicas.
Los mínimos técnicos actuales de las unidades a gas del sistema están acotados, entre otras cosas, por el cumplimiento de la normativa de emisiones (DS 13), el cual define un límite de 50 mg/Nm3 para emisiones de NOx. Considerando este límite el mínimo técnico de unidades como San Isidro II, Nehuenco II y Nueva Renca es 169, 221 y 160 MW respectivamente. Es decir, cualquiera de estas unidades operando en modo ciclo combinado a mínimo técnico durante el día es equivalente a tener, al menos, 4 unidades de Guacolda funcionando en la misma condición. En su conjunto, los tres ciclos combinados de la zona central operando a mínimo técnico equivalen de 7 o 8 unidades a carbón, funcionando a mínimo técnico en el norte grande.
El DS 13 no fue contextualizado para condiciones de operación flexible de unidades térmicas, por ende, en condición de operación a carga parcial de unidades térmicas, o bajo régimen de partidas y paradas frecuentes, el DS 13 es más exigente que la normativa europea y norteamericana.
En general, el mínimo técnico con cumplimiento de límites de emisión vigentes es mayor al mínimo técnico que se podría definir si se relajaran levemente dichos requerimientos para operación en carga parcial. Es decir, actualmente se limita la flexibilidad del parque termoeléctrico a gas, lo que aumenta los costos de operación del sistema eléctrico en su conjunto. Esto también aumenta el vertimiento de generación renovable y reduce el potencial de reducción de emisiones de CO2.
En los próximos meses, la puesta en servicio de nuevas unidades ERNC (entre las cuales se encuentran +1000 MW en PMGDs que operan con autodespacho); la presencia de gas natural argentino firme; la inflexibilidad de centrales térmicas (tanto por sus parámetros técnicos como por la necesidad de cumplimiento de norma de emisiones); la necesidad de mantener requerimientos de servicios complementarios y de fortaleza de red; y la inflexibilidad de centrales hidroeléctricas, llevarán al sistema eléctrico chileno a niveles de vertimiento renovable que han sido difíciles de anticipar y asumir.
El aprovechar el potencial de la integración de gas natural requiere de una mayor flexibilización de unidades térmicas (de gas y de carbón), lo que tomará varios meses de trabajo y la compatibilización de objetivos ambientales, económicos y de operación confiable (tanto del sistema como de los activos térmicos involucrados). ¿Qué acciones se definirán e implementarán? ¿Qué plazos se requiere para ello?
