ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE LA GESTIÓN CENTRALIZADA DE GNL PARA LA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL

En la actualidad, existe en Chile una integración vertical en el negocio del GNL (Permitido por la Normativa vigente), lo que podría quitarle competitividad al Mercado Eléctrico Nacional pudiendo operar de manera ineficiente, ya que al existir empresas con participación en la propiedad de terminales de regasificación, redes de distribución de gas natural y centrales eléctricas que utilicen dicho combustible tendrían una posición dominante en el mercado. En la optimización de la operación mediante el predespacho que realiza el Coordinador Eléctrico Nacional, las empresas que tienen disponibilidad de GNL deben declarar el volumen y el costo de éste (de acuerdo con los procedimientos establecidos), siendo datos de entrada para el modelo matemático que optimiza la utilización del gas declarado en las unidades generadoras asociadas a cada empresa poseedora de éste. Conociendo lo anterior, surge la inquietud de explorar si existe una alternativa más económica que optimice el uso del GNL en las unidades más eficientes del sistema o que de acuerdo a su ubicación geográfica minimicen las pérdidas de transmisión, independiente que sus propietarios no hayan declarado disponibilidad de GNL. Existen diversos estudios que analizan los modelos de negocios de los terminales de GNL en Chile y analizan desde el punto de vista legal de si deberían declararse como facilidades esenciales o de si debería eliminarse la integración vertical en el mercado de GNL. Sin embargo, no se han hecho los análisis numéricos de si resulta conveniente o no intervenir el mercado de GNL. Este trabajo da una revisión de cómo operan los mercados de GNL en los países que destinan la mayor parte de su consumo a la generación eléctrica, como es el caso de Estados Unidos, Reino Unido, México, Argentina y Chile, llegando a la conclusión de que debido al tamaño del mercado de GNL en Chile y la poca conectividad interna de los gaseoductos, la alternativa más factible de implementar es una compra centralizada de GNL (similar al caso argentino) y su distribución en base a la optimización del programa de generación realizado por el Coordinador Eléctrico Nacional. Para determinar los valores numéricos se replicó un estudio realizado por el Coordinador Eléctrico Nacional (utilizado como caso base), que busca encontrar el volumen óptimo de GNL que se requiere en el sistema para minimizar el costo de operación y cuyo horizonte de evaluación es de cinco años. La diferencia respecto del estudio original es que en vez de utilizar los costos de GNL declarados por las empresas, se utilizó un costo único de GNL para todas las unidades de generación y cuya determinación de entrar en servicio o no estuvo dado por su real eficiencia y no por la diferencia del costo de combustible que obtiene cada empresa. Para la simulación se determinó un costo de combustible CIF de Henry Hub más dos dólares por millón de BTU (HH+2 USD/MMBTU), un costo de regasificación de un dólar por millón de BTU y se despreció el costo de transporte debido a la cercanía de las centrales generadoras con los terminales de regasificación de GNL. Con todo esto, el costo de combustible para todas las unidades fue el mismo, indexado a Henry Hub bajo la siguiente fórmula: HH+3 USD/MMBTU Este costo resultó ser menor que la mayoría de los costos obtenidos por las empresas a excepción de ENGIE quien obtiene costos menores y difíciles de igualar por cualquier comprador de GNL. Los resultados obtenidos de la simulación indicaron que, al igual que el caso base, la optimización del uso de GNL para el horizonte de evaluación se obtiene con GNL suficiente para cuatro ciclos combinados. Sin embargo, los costos de operación que se obtuvieron asociados a la optimización del uso de GNL fueron mayores que los del caso base. Lo anterior se debe a que en el caso base se observa una mayor participación de una unidad generadora que es propiedad de ENGIE y por ende posee costos variables menores producto de los costos de GNL que ésta obtiene. En base a los resultados se puede concluir que, si bien existe una posición dominante en el mercado de GNL de algunos actores, esta se debe a los bajos costos de GNL que consiguen y no a la posesión de activos de regasificación, obteniendo costos globales de operación del Sistema Eléctrico Nacional más convenientes de los que se obtendrían si se interviniera el mercado. Finalmente se concluye que como el mercado está funcionando hoy en día no es conveniente intervenirlo con nuevas normativas que lo regulen.
 Today there is a vertical integration in the LNG business in Chile (allowed by the current regulations), which could make the National Electricity Market less competitive and consequently its operations could be inefficient, due to the presence of companies with ownership interests in regasification terminals, natural gas distribution networks and power plants that use this fuel, they could have a dominant position in the market. In the optimization of the operation through the pre-dispatch performed by the National Electric Coordinator, the companies that have LNG availability must declare the volume and cost of this (in accordance with established procedures), being this input data for the mathematical model that optimizes the use of the declared gas in the generating units associated with each company that owns it. Knowing the above, it arises the concern to explore whether there is a more economical alternative that optimizes the use of LNG in the most efficient units of the system, or according to their geographical location it can minimize transmission losses, independently that their owners have not declared availability of LNG. There are several studies that analyze the business models of LNG terminals in Chile and they analyze it from the legal point of view whether they should be declared as essential facilities or if the vertical integration in the LNG market should be eliminated. However, numerical analyzes have not been made to confirm whether it is convenient or not to intervene in the LNG market. This paper gives a review of how LNG markets operate in the countries that allocate most of their consumption to electricity generation, such as the United States, United Kingdom, Mexico, Argentina and Chile, reaching the conclusion that due to the size of the LNG market in Chile and the little internal connectivity of the gas pipelines, the most feasible alternative to implement is a centralized purchase of LNG (similar to the Argentine case) and its distribution based on the optimization of the generation program carried out by the National Electrical Coordinator. To determine the numerical values, a study conducted by the National Electric Coordinator (used as a base case) was performed, which seeks to find the optimal volume of LNG that is required in the system to minimize the cost of operation and whose evaluation horizon is five years. The difference compared to the original study is that instead of using the LNG costs declared by the companies, a single LNG cost was used for all the generation units, and whose determination to enter into service or not was given by its real efficiency and not because of the difference in the cost of fuel obtained by each company. For the simulation, a Henry Hub CIF fuel cost was determined, plus two dollars per million BTU (HH + 2 USD / MMBTU), a regasification cost of one dollar per million BTU and the transport cost was depreciated, due to the closeness of the generating plants to the LNG regasification terminals. With all this, the cost of fuel for all units was the same, indexed to Henry Hub under the following formula: HH + 3 USD / MMBTU This cost was found to be lower than most of the costs obtained by the companies, with the exception of ENGIE, which obtains lower costs that are difficult for any LNG buyer to match. The results obtained from the simulation indicated that, like the base case, the optimization of LNG use for the evaluation horizon is obtained with sufficient LNG for four combined cycles. However, the operating costs that were obtained associated with the optimization of the use of LNG were higher than those of the base case. This is due to the fact that in the base case there is a greater participation of a generating unit that is owned by ENGIE and therefore it has lower variable costs as a result of the LNG costs that this obtains. Based on the results, it can be concluded that, although there is a dominant position in the LNG market of some actors, this is due to the low LNG costs that they obtain and not to the ownership of regasification assets, obtaining global costs of operation of the National Electric System which are more convenient than those which can be obtained if the market was intervened. Finally, it is concluded that as the market is working today it is not convenient to intervene with new regulations that regulate it.