Suministro en el sistema interconectado: GNL regasificado gestionable

A inicios de septiembre, el Coordinador implementó una nueva metodología con el fin de gestionar el uso de volúmenes de Gas Natural Licuado Regasificado (GNLR) que, en el corto plazo, pudieran enfrentar restricciones de almacenamiento, y priorizar así su uso en las centrales termoeléctricas del sistema interconectado.

A diferencia de la norma vigente¹, que permite que sean los mismos generadores quienes definen cuáles volúmenes son inflexibles, es el Coordinador ―que en base a sus proyecciones ― determina los volúmenes semanales de GNL que deben tener prioridad en la generación y que en una segunda etapa, son asignados horariamente mediante técnicas de optimización. Un mecanismo muy similar a la propuesta hecha por la CNE a mediados de este año, base de la nueva norma técnica de operación de las unidades a gas².

Según el Coordinador, la iniciativa se justificaría en la aplicación del reciente Decreto N°51³, preventivo de racionamiento, pues a su juicio sería una medida que minimizaría las restricciones de capacidad de infraestructura en la regasificación del GNL.

En la práctica, la aplicación de la nueva metodología ha implicado una importante generación obligada de las centrales a gas, traduciéndose en una brusca caída de los precios spot del sistema interconectado y desacoplándolos de los precios internacionales de los combustibles fósiles, que han alcanzado sus máximos históricos y del agotamiento de los principales embalses.

Si bien, esta metodología será reemplazada por la nueva norma técnica, sus impactos han sido sustanciales en la operación, precios spot y en las transferencias comerciales entre los generadores; una situación que llevó a algunos generadores a discrepar del Coordinador en el Panel de Expertos. En esta Breve explico en con más detalle la metodología aplicada por el Coordinador y sus efectos en el sistema.

Según se explica en el informe del Coordinador⁴, en una primera etapa se identifica el volumen de GNL con bajas probabilidades de ser despachado en un período de seis semanas, el que luego se reparte entre las semanas según algún criterio⁵. Este volumen semanal de GNLR gestionable, también denominado como GNL-X, y que por la optimización del despacho no tendría colocación en el sistema interconectado, es el volumen de entrada en una etapa siguiente de optimización.

Una vez identificado el volumen semanal de GNL-X, este volumen se representa en el problema de optimización diario que resuelve el Coordinador con un horizonte semanal, en la forma de un volumen inicial de un embalse ficticio de GNL, al cual se le define con un “valor del agua” nulo, es decir, este gas no puede ser usado con posterioridad al horizonte del cálculo⁶. Adicionalmente, se incluye una restricción que obliga a que todo el volumen se use en la semana, dejándolo con una prioridad mayor que las centrales de energía renovable.

Definidas estas restricciones sobre el volumen del GNL-X, se optimiza su consumo horario según su precio sombra horario, el cual resulta negativo, pues previamente se le definió un costo nulo a este gas⁷, y en consecuencia, desplazará generación termoeléctrica y de embalses.

La siguiente figura muestra un esquema simple de este embalse ficticio de gas natural regasificado.

Debido a que el volumen de GNL-X es en la práctica un volumen que debe ser colocado a todo evento en el horizonte semanal, su impacto no debería ser muy diferente al de un volumen semanal inflexible.

La gráfica siguiente muestra el precio spot del sistema interconectado, costo marginal de la energía, antes y luego de aplicar la metodología del GNL-X. En la semana posterior al 4 de septiembre, inicio de la aplicación del GNL-X, el precio spot en la barra de Quillota, una de las principales barras del sistema, cayó en promedio US$7/MMBTU, equivalente a US$46/MWh, una caída de casi un 50% respecto del promedio de una semana antes.

Como resultado, el precio spot del sistema interconectado y el valor del agua de los embalses se desacoplaron de los precios internacionales de los combustibles fósiles, los que se encuentran en sus máximos históricos a causa de la rápida recuperación de las economías mundiales. En efecto, en esa misma semana, el GNL spot rondaba los US$30/MMBTU y el precio del carbón alcanzaba los US$7/MMBTU.

Los embalses también se desacoplaron de la sequía imperante, pues el valor económico de su agua cayó bruscamente luego de aplicada la metodología del GNL-X. En la figura se muestra el valor del agua del lago Laja, el más importante del sistema interconectado.

La programación de GNL-X permitió almacenar agua en los embalses y reducir la generación en base a otros combustibles fósiles. En la semana del 4 al 10 de septiembre, la programación forzada de volúmenes de GNL-X, implicó una mayor colocación promedio de cerca de 957 MW adicionales de gas en la semana, es decir, unos 4,6 MMm3/d. El exceso de gas reemplazó 592 MW de generación hidroeléctrica, 293 MW en base a carbón y 92 MW a petróleo.

Si se compara con el precio spot que habría resultado de no aplicar la metodología del GNL-X, en la semana del 4 al 10 de septiembre, la generación obligada de GNL-X resultó en una caída promedio del precio spot de US$47/MWh, un 40% por debajo del precio que se habría tenido sin la programación de estos volúmenes.

Al repartir horariamente el volumen semanal de GNL-X e imponer su consumo a través de un costo variable nulo, es decir, un volumen de GNL inflexible, la caída del precio spot es similar a la metodología GNL-X del Coordinador, unos US$48/MWh.

El volumen de GNL-X es gas que debe ser colocado a todo evento en un horizonte semanal, lo que deriva en impactos similares a los asociados a la programación de volúmenes inflexibles de GNL. Las diferencias residen en que es el Coordinador el que define el GNL-X semanal y su colocación horaria obedece a la aplicación de técnicas de optimización.

La metodología implementada por el Coordinador, reduce el riesgo de descalce de las compras de GNL con el despacho de las unidades a gas, sin embargo, trae como resultado el desacople del precio spot del sistema interconectado de los precios internacionales de combustibles y del agotamiento en que se encuentran sus principales embalses. En consecuencia, se entrega una injustificada señal de abundancia de energía a bajos precios.

La aplicación de esta metodología también trae consecuencias en el largo plazo, pues actúa como una suerte de techo en el precio spot del sistema interconectado en condiciones de escasez; implicando atrasos en las decisiones de inversión en nuevas centrales y sistema de almacenamiento.