Generación: Crece necesidad de GNL para 2023 por transición energética y sequía
En cuanto a los precios, se espera que el peak se alcance a comienzos de 2023, para ver un descenso a partir de marzo.
En medio del escenario de estrechez hídrica que afecta al país, el Coordinador Eléctrico publicó el informe técnico final del Estudio Gas Natural Licuado (GNL), el que tiene como objetivo determinar la cantidad de GNL requerido trimestralmente por el Sistema Eléctrico Nacional. El hidrocarburo iría elevando su protagonismo en el marco de la transición energética del país hacia una matriz con menos emisiones.
Según las proyecciones para 2023, la generación esperada de GNL sería de 8,3 TWh, lo que representa un 4,3% más que la producción estimada para el ejercicio actual. En este escenario, para el próximo año se prevé un aporte de las centrales solares de 21,3 TWh; seguidas por las generadoras hídricas (18,4 TWh); a carbón (17,4 TWh); eólicas (11,3 TWh); diésel (2,1 TWh), y otras fuentes por 4,4 TWh.
A su vez, el informe apunta a los responsables de dicho suministros, detallando que, de este volumen, Enel Generación y Engie aportan con más del 74% del total de GNL requerido (nueve y siete buques, respectivamente), mientras que las empresas Colbún y Generadora Metropolitana representan el 16% y 10% de la generación con este tipo de hidrocarburo, cada una.
El Coordinador Eléctrico espera que se necesite un total de 22 buques (cada nave transporta 3TBtu) para abastecer los requerimientos de generación eléctrica con base en dicho combustible.
Sin embargo, estima la necesidad de importar un buque adicional para enfrentar contingencias, como la variabilidad que presentan las renovables no convencionales. Así como también para hacer frente a restricciones derivadas del cumplimiento de resoluciones de calificación ambiental del sistema eléctrico, normas de emisiones de contaminantes y habilitar las condiciones que permitan una operación estable y segura de las unidades generadoras, en el caso de que estas disposiciones incidan sobre la operación de ciclajes intradiarios (encendido y apagado de unidades dentro del mismo día por variaciones de emisiones).
“Los resultados del estudio son obtenidos a partir del promedio mensual de las 5 hidrologías más secas de cada mes de acuerdo con las estimaciones hidrológicas consideradas, con el objeto de determinar, mensualmente, el volumen de GNL, por empresa”, agrega el documento.
Asimismo, uno de los factores que tomó en cuenta el informe del Coordinador apunta al cumplimiento del calendario de salida de las centrales termoeléctricas a carbón. En esta línea, se prevé que en julio de este año salgan de operación las unidades 14 y 15 del complejo de Tocopilla; mientras que septiembre es la fecha de salida de las centrales Bocamina 2, y Ventanas 2, lo que provocará una menor disposición de carbón para la generación eléctrica.
Sobre el valor del GNL, se utilizan costos históricos para calcular las componentes de costo representativos por empresa, fórmulas de indexación de acuerdo con los acuerdos de suministro de largo plazo, usando los valores futuros de los índices Brent y Henry Hub.
Respecto a estas condiciones, el Coordinador detalla, por ejemplo, que los costos de las cuatro empresas involucradas se encuentran entre los US$ 8 y US$ 14 por millón de BTu, con una tendencia al alza que alcanzaría su peak a inicios de 2023, para caer a un rango de entre US$ 6 y US$ 12 por millón de BTu.
A través de este estudio, el Coordinador define la cota superior de GNL que podrá ser considerada en condición de Gas Inflexible durante el año 2023 para cada una de las empresas generadoras. Es decir, cualquier volumen o cantidad de GNL superior a la señalada cota, no será considerada bajo dicha condición (y por lo tanto, si no se requiere para generar energía, no se garantiza su remuneración). Lo anterior ha arrastrado una larga polémica al interior de la industria por los costos asociados a compras de gas por sobre el volumen que asegura el pago por generar con este hidrocarburo, lo que, a juicio de algunos actores, podría haber desincentivado la adquisición de gas.
Fuente: El Mercurio
