Compras de gas natural licuado y su Impacto en el Suministro de electricidad

Descripción

En su estrategia de compra, un generador debe definir el volumen de GNL que comprará para el año y la flexibilidad que requerirá. Un volumen 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.

Se argumenta que al no tener la facilidad de declarar volúmenes de GNL en condición inflexible en el despacho de sus centrales, 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 contratos de largo plazo de suministro de este combustible2. En un posible escenario de descarbonización acelerada, profundiza el argumento, una menor disponibilidad de GNL, podría conllevar riesgos en el suministro del sistema.

A fin de comprobar si este argumento se sostiene, se simularon diferentes estrategias de compras de GNL tomando como Caso Base (CB) el escenario de descarbonización acelerada publicado por el Coordinador Eléctrico Nacional3 en septiembre de este año, el cual, considera el posible 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.

Para simular el comportamiento de un comprador con aversión al riesgo de vertimiento de GNL, se modelaron tres diferentes estrategias que minimizan su exposición. 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. A fin de estresar incluso más el suministro no se asumen compras spot de GNL.

Los resultados muestran que, independientemente de la estrategia de compras de GNL que se escoja, 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 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. Con todo, y siendo escenarios exigentes desde el punto de vista de la seguridad de suministro, con el estrés adicional de estrategias extremas de compra de GNL, en ninguno de ellos se identifica una falla en el suministro de electricidad.

Por su parte, 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, combustible varias veces más caro que el carbón. En el caso con compras de GNL en el spot, pagando una sobreprima en el precio, pero disponibilidad ilimitada, el consumo de GNL y diésel es el mismo del Caso Base, pero el costo marginal se incrementa a US$163/MWh, un 16% mayor al Caso Base. La diferencia entre el Caso Base y los casos con disponibilidad limitada de GNL, radica básicamente en el reemplazo que se produce de este combustible por petróleo, implicando un aumento promedio del costo marginal de la semana, que podría alcanzar US$180/MWh, 28% superior al promedio de 140 dólares del Caso Base.

En todos los casos, el retiro apresurado de las centrales a carbón implicará una generación promedio a petróleo superior a los 1.200 MW, unas veinte veces el petróleo consumido en 2019, en promedio de 63 MW. Una situación parecida a la vivida durante la crisis del gas natural de Argentina, en la década pasada, que también estresó la cadena de suministro de petróleo5.

Considerando supuestos conservadores en el suministro del sistema interconectado, este estudio muestra que la eliminación de la condición de inflexibilidad, no trae consecuencias en la seguridad de servicio del sistema interconectado. Quizás lo más importante es que también muestra, que el impacto en el costo de suministro y los costos marginales del sistema dependerán de la estrategia de compra de GNL que sigan los generadores. Esta dará cuenta de sus propios criterios de optimización y de su exposición en el mercado spot de energía, no siendo del todo claro que la elección asegure el óptimo para el sistema, pudiendo quedar espacio para el ejercicio de poder de mercado, una situación, que de existir, debe ser corregida rápidamente por el regulador.