Compras de gas natural licuado y su impacto en el suministro de electricidad

En su estrategia de compras de gas natural licuado (GNL), un generador debe definir el volumen que comprará para el año y la flexibilidad que requerirá. Un volumen de GNL contratado a todo evento en contratos de largo plazo, en modalidad take or pay¹, implicará un menor precio, pero tendrá como contrapartida un riesgo de vertimiento cuando exista mucha generación con las centrales hidroeléctricas, según argumentan los generadores que compran GNL; mientras que comprar el mismo volumen en el spot o con opciones que permitan gestionar su flexibilidad, no conlleva este riesgo, pero implicaría una sobreprima en el precio; una estrategia seguida por Argentina.

La actual norma técnica le concede al generador la facilidad de declarar el estado de suministro inflexible de GNL, permitiéndole usar todo el GNL en sus centrales, en situaciones en que no tendrían cabida en el despacho por tener mayores costos de operación que otras tecnologías de generación, evitando así una suerte de vertimiento de este combustible. Si bien, se perseguía regular condiciones excepcionales, en la práctica, como se mostró en un estudio anterior de BdE, el exceso en el uso de esta opción ha deprimido el precio spot de la energía, y reducido las compras de energía de estos mismos generadores, implicando que el generador al comprar GNL no enfrente el costo completo de su decisión, lo que redunda en su decisión final de compras.

Se argumenta que al no tener la facilidad de declarar el estado de GNL inflexible en el despacho de sus centrales a gas, el riesgo de verter el GNL comprado en exceso, llevará a los generadores a cambiar su estrategia de compras, adquiriendo menos gas y así reducir su exposición en cláusulas de take or pay en el suministro de este combustible ― un temor que confirma el valor económico de la opción que entrega gratuitamente la norma a estos generadores―. En un escenario de descarbonización acelerada, continúa el argumento, esta situación podría conllevar riesgos en el suministro del sistema².

El reciente estudio de BdE muestra que la seguridad de suministro del sistema interconectado no será afectada por las estrategias de compra de GNL que sigan los generadores, incluso en un escenario de descarbonización acelerada; las consecuencias estarán en los costos de operación y en los precios del sistema. El estudio completo se puede descargar desde el sitio web de  BdE.

Se simularon diferentes estrategias de compra de GNL tomando como Caso Base (CB) el escenario de descarbonización publicado por el Coordinador Eléctrico Nacional en septiembre de este año³, el cual, considera el retiro de todas las centrales a carbón antes de 2026. Se optó por la propuesta del Coordinador, pues la descarbonización acelerada, sin una respuesta rápida de la oferta en los primeros años que la precedan, resulta en la condición más severa que podría enfrentar el suministro del sistema interconectado. En particular, se simuló el despacho horario de las centrales en una semana de abril 2026, la semana más compleja identificada por el Coordinador.

A fin de modelar el comportamiento de un comprador con aversión al riesgo de vertimiento de GNL, se definieron tres diferentes estrategias que minimizan su exposición a este riesgo. La primera, asume que todo el volumen de GNL es completamente flexible y se puede comprar en el spot, pagando una prima adicional, la cual dará cuenta del plazo involucrado en la compra; mientras más urgente sea la compra, mayor será la prima que deberá pagarse. Para este estudio, se consideró un valor techo de la prima, que equivale a pagar por el GNL el precio de largo plazo del petróleo de US$70/b⁴.

Las otras dos estrategias, asumen compras en modalidad de take or pay, limitadas a 9 y 6 millones de m³ por día, es decir, 6 y 33 por ciento por debajo del volumen que se consumiría en una hidrología húmeda; el menor volumen de GNL que requeriría el sistema interconectado. Puesto que se desea identificar las condiciones extremas a las que podría estar expuesto el suministro de electricidad, no se asumen compras spot de GNL.

Para la semana en estudio, y de manera independiente de la estrategia de compra de GNL que se escoja, tanto en el Caso Base como en los otros tres casos analizados, las centrales a gas pasan a ser prácticamente unidades de base en la operación del sistema eléctrico, generando a plena capacidad en las horas en que el sol no alumbra y a mínimo técnico en el resto de las horas. La menor generación renovable en las horas no solares requiere además el uso masivo del parque de centrales a petróleo, pues la generación en base a gas, es incapaz de cubrir la demanda residual que deja la generación renovable.

Cualquiera sea la estrategia de compra de GNL, tras el retiro apresurado de las centrales a carbón, la generación promedio en base a petróleo será superior a los 1.200 MW, unas veinte veces el petróleo consumido en las unidades termoeléctricas en 2019, en promedio de 63 MW. Con todo, y aun siendo escenarios exigentes, en ninguno de ellas se identifica una falla en el suministro de electricidad.

Por su parte, dependiendo de la estrategia que se siga en las compras de GNL, el costo de suministro del sistema interconectado podría elevarse hasta 35% por sobre el Caso Base.

En todos los casos analizados, los costos marginales de la energía en el bloque solar decrecen fuertemente, mientras que en el resto de las horas quedan definidos por la operación de unidades a petróleo. En el caso con compras de GNL en el spot, en promedio, el costo marginal sube a US$163/MWh, un 16% mayor al Caso Base. Por su parte, en los casos con disponibilidad limitada de GNL, aumenta el consumo del petróleo, implicando un aumento promedio del costo marginal de la semana, que podría alcanzar US$178/MWh, 28% superior al promedio de 140 dólares del Caso Base.

Eliminar la condición de inflexibilidad del GNL, presente en la norma técnica, no somete al sistema interconectado a mayores riesgos en la seguridad de abastecimiento. Incluso al considerar el estrés de una descarbonización acelerada y de estrategias extremas de compra de GNL, el estudio de BdE no identifica fallas en el suministro de electricidad. Sin embargo, se constata algo evidente; mientras más acelerada sea una descarbonización, mayor será el uso de gas y petróleo, al menos en los primeros años, con la consecuente exigencia en la cadena de suministro de estos combustibles y el alza en los costos de operación y en los precios spot de la electricidad⁵.

Quizás lo más importante es que el estudio de BdE muestra que en el corto plazo, cuando las decisiones de inversión ya están tomadas, la estrategia de compras de GNL que definan los generadores, impactará los costos del suministro y los precios spot de la energía, pues el resto de los generadores no podrá desafiarlas. La estrategia que finalmente escojan también dará cuenta de su exposición en el mercado spot de energía, no siendo del todo claro que la elección asegure el óptimo para el sistema. Por ejemplo, si los generadores son excedentarios de energía, es decir, venden energía en el mercado spot de electricidad, podrían preferir estrategias que involucren más compras spot de GNL. En caso contrario, si son deficitarios, preferirán suministros más baratos de GNL en la forma de take or pay, pero con riesgo de verter en hidrologías húmedas; situación favorecida por la condición de inflexibilidad del GNL. Ambos casos impactarán de modo diferente los costos y precios del mercado spot de la electricidad.

Así las cosas, la pregunta de fondo que surge es quién debe definir la estrategia eficiente de compras de GNL ¿los generadores o el regulador?

1. Colbún, 2020, Sesión Nº2 de la Norma Técnica de GNL, presentación a Comité Consultivo.

2. Coordinador, 2020a, Análisis de la Operación y Abastecimiento del Sistema Eléctrico Nacional de Chile en un escenario de retiro total de centrales a carbón al año 2025, Coordinador Eléctrico Nacional, septiembre de 2020.

3. Coordinador, 2020b, Estudio de Proyección de generación de unidades en el sistema Eléctrico Nacional, Coordinador Eléctrico Nacional, versión preliminar de agosto de 2020.

4. GNLChile, 2020, Sesión Nº4 de la Norma Técnica de GNL, presentación a Comité Consultivo Especial, noviembre.

5. Palacios G., 2020, Sesión Nº4 de la Norma Técnica de GNL, presentación a Comité Consultivo Especial, noviembre.