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Integración del Mercado Eléctrico y el Mercado de Gas Natural

en los modelos de Optimización y Simulación SimSEE

Enrique Briglia, Fernando Ron, Pablo Esponda,

Alejandro Bouvier, Sebastián Alaggia, Noelia Abreu

Administración Nacional de

Usinas y Trasmisiones Eléctricas - UTE

Cuareim 2389 CP. 11800 Montevideo - Uruguay

Tel.: (+598) 2924 6194 Int. 3449 – 3601

Fax: (+598) 2209 0335

ebriglia@ute.com.uy

fron@ute.com.uy

Keywords:

LNG, simulation, power systems, optimization

Abstract: Uruguay se plantea la instalación de una terminal de Recepción, Almacenamiento y Regasificación de Gas Natural Licuado (GNL) que permita la importación de GNL, adquirido a través de contratos de largo plazo en modalidad de Take or Pay y de compra de cargamentos individuales bajo un Master Agreement. Con el objetivo de determinar estrategias y riesgos asociados en la introducción del GNL, se plantea un análisis integrado de cadena completa con tres grandes líneas de acción: 1) Parámetros asociados a los contratos de GNL: agenda de embarques, volúmenes, horizonte, precios e indexaciones, costos de logística de embarques (rechazo de embarque, barco en espera), decisiones de compra de cargamentos individuales, 2) Condiciones de diseño requeridas por una terminal para la Recepción, Almacenamiento y Regasificación de GNL, 3) Institucionalidad necesaria para la toma de decisiones respecto a la Operación económica y a los Acuerdo de terminal multiusuario.

Para el abordaje se modela en SimSEE el Sistema Interconectado Nacional, integrando las diferentes características y restricciones que presenta la cadena completa de GNL al mercado eléctrico con el mercado de gas natural en un modelo de optimización y simulación conjunto. De esta forma el despacho eléctrico basado en Costo Marginal, incorpora el mercado doméstico de GN y el mercado global de GNL. El trabajo desarrollado presenta dos grandes lineas: a) Diseño e implementación de los modelos dentro del SimSEE que integren los actuales modelos del mercado eléctrico con los del mercado de gas natural y b) Estudios que permitan el análisis integrado de la cadena completa. Se implementó en SimSEE el modelado de la existencia de suministros de

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combustible -que permiten modelar contratos Take or Pay-, terminales de regasificación, así como también la red de gasoductos, entre otros.

Los resultados obtenidos muestran que incluir las restricciones de la cadena de GNL en las decisiones del Despacho eléctrico, tiene como consecuencia un importante ahorro en el Costo de Abastecimiento de la Demanda (CAD); alertan sobre la necesidad de una mayor capacidad de almacenamiento y permiten valorar la importancia relativa de las distintas cláusulas de los contratos de GNL.

1. Introducción La incorporación de Gas Natural (GN) a la matriz energética nacional ha sido definida como uno de los ejes de la política energética para el período 2005-2030, definiendo en tal sentido, la instalación de una terminal de recepción, almacenamiento y regasificación de GNL. Con el objetivo de determinar riesgos y estrategias en la introducción de esta nueva fuente primaria a la matriz energética, se plantea un análisis integrado de cadena completa en las siguientes líneas:

1. Parámetros asociados a los contratos de GNL: agenda de embarques, volúmenes, horizonte, precios e indexaciones, costos de logística de embarques (rechazos, espera), decisiones de compra de cargamentos individuales.

2. Condiciones de diseño requeridas para la terminal para los procesos de Recepción (cantidad de ventanas de descarga), Almacenamiento (capacidad y eficiencia) y Regasificación (capacidad y eficiencia).

3. Institucionalidad necesaria para la toma de decisiones de administración de la terminal, en lo que respecta a la Operación económica (definición de criterios para la toma de decisiones) y al Acuerdo de terminal multiusuario (cláusulas y toma de decisiones).

Para el abordaje de estos estudios se modela en SimSEE (Chaer, Simuladores - Instituto de Energía Eléctrica, 2012) el Sistema Interconectado Nacional, incorporando las diferentes características de la cadena del GNL al mercado eléctrico (ME) y el mercado de GN, en un modelo de optimización y simulación conjunto. De esta forma, el despacho eléctrico basado en costo marginal incorpora el mercado doméstico de GN y el mercado global del GNL.

Figura 1 - Modelo Integrado de Cadena del GN, Sistema Eléctrico y Mercado GN

Las capacidades limitadas de almacenamiento de GNL y la modalidad de compra del mismo ocasionan que el despacho de los generadores térmicos tenga que considerar un costo variable de combustible que dependerá de: a) el volumen de GNL almacenado; b)

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las agendas previstas de combustible; c) la demanda de GN de un sector residencial que por motivos de seguridad no puede ser interrumpida; d) el combustible líquido almacenado en el tanque; e) la situación hidrológica; f) el nivel de vientos.

En el trabajo desarrollado se abordan dos grandes líneas:

a) Diseño e implementación de los modelos dentro del SimSEE, integrando los actuales modelos del ME con los del mercado de GN.

b) Análisis integrado de la cadena completa.

En la sección 2 se introduce la problemática asociada a la cadena de GNL. En la sección 3 se describen generalidades del mercado eléctrico y de GN así como las alternativas del despacho de GN en ambos. En la sección 4 se introduce el simulador SimSEE, herramienta de base para este trabajo. En la sección 5 se presenta tanto la metodología utilizada para modelar los actores que intervienen en la cadena del GNL y su interacción con el sistema actual, como los pasos seguidos para la obtención de resultados. Finalmente, en la sección 6 se presenta el análisis de los estudios realizados y las conclusiones.

2. Mercados de GNL y contratos de GNL

2.1. Mercado global de GNL y contratos En la actualidad, la mayor parte del mercado de GN responde a la necesidad de creación de un “gasoducto virtual” entre los yacimientos de GN y los mercados con demanda insatisfecha. El GNL se presenta como una solución de interés cuando:

• Las distancias entre la oferta y la demanda hacen que los costos de transporte sean superiores a los costos de la cadena del GNL.

• Existen problemas geopolíticos que impiden la comercialización en la región. • Se presenta una imposición de fuerte renta monopólica por parte del proveedor.

Figura 2 - Cadena de GNL

Los contratos de GNL se establecen “punto a punto” entre yacimiento y mercado: GN en el yacimiento, gasoducto a la terminal de licuefacción, buques de transporte de GNL y terminal de recepción, almacenamiento y regasificación.

Por lo tanto, para anclar las inversiones necesarias, la comercialización de GNL se basa mayormente en contratos bajo modalidad Take or Pay (ToP) a largo plazo e indexados fundamentalmente al Brent. Debido a esto, el GNL no es considerado un commodity, por lo que no existe un índice de GNL, como sí ocurre en mercados de gas natural donde se tienen como índices el NBP o Henry Hub.

Los sistemas con gasoductos funcionan en base a una demanda que presenta un flujo con baja variabilidad, con alteraciones debidas a características estacionales. Con la

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incorporación de las características propias de la cadena de GNL, en particular los relativamente altos costos de almacenamiento y transporte, los contratos ToP se estructuran como una agenda con un número fijo de cargamentos anuales. La fecha de arribo de estos cargamentos se establece en un Plan Anual de Embarques (PAE), el cual se acuerda en el contrato y se realiza una vez para todo el año. Una vez definido el PAE, su modificación tiene como consecuencia el pago de fuertes penalizaciones para el responsable de dicha modificación.

Las variantes de contrato surgidas en los últimos años se pueden considerar de dos grandes tipos:

• ToP de corto plazo (3 a 5 años). En estos contratos, si bien se mantienen las rigideces establecidas en el PAE, los mismos permiten indexaciones a indicadores de mercados específicos de GN como puede ser NBP o Henry Hub.

• Master Agreement (MA). Se trata de compra de cargamentos individuales, en los cuales en cada compra se determina el precio y la cantidad de GNL a adquirir.

2.2. Derivados Vs GNL. Del esquema comparativo que se muestra a continuación, se desprende las importantes restricciones provenientes de la cadena completa de GNL respecto de los Derivados y la necesidad de incluir estas restricciones requieren dado que las mismas requieren altos niveles de coordinación entre Agenda, PAE, Almacenamiento y Demanda.

Tabla 1 - Cuadro comparativo derivados vs GNL

GNL DERIVADOS

Coordinación

Rigidez de coordinación: PAE anual

No hay mercado Spot – Compras con 90 días de anticipación

Alta Liquidez

Almacenamiento Debido a la cadena criogénica, el

almacenamiento de GNL tiene que estar concentrado en la Terminal

Puede estar distribuido en

distintos emplazamientos.

Recepción La recepción debe realizarse en la

Terminal Posibilidad de alijes.

Capacidad Almacenamiento vs.

Cargo Cercana a la unidad

Varias veces mayor a la unidad

Capacidad del Cargo Alta Capacidad de Transporte. Cargas parciales muy costosas,

generan problemas en la navegación

Amplio rango de capacidad de

transporte

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2.3. Mercado doméstico de GN. Pueden reconocerse dos enfoques básicos en la estructuración del proyecto según sea el objetivo: a) importar GN; b) importar GNL para luego abastecer GN.

En el primer caso, una firma comercializadora de GNL importa GN en un determinado mercado y de esta forma realizar una integración vertical de la cadena completa. La idea del negocio es gestionar el sendout a medida que el mercado local de GN brinde oportunidades.

En el segundo caso, las comercializadoras locales del mercado de GN y las empresas eléctricas del mismo mercado hacen un acuerdo para la importación de GNL. Esta importación normalmente está asociada a establecer un techo a las importaciones de GN por gasoducto proveniente de los países limítrofes (competencia Gas Gas).

3. Administración del despacho

3.1. El problema del despacho eléctrico óptimo El problema a resolver consiste en satisfacer una demanda de energía eléctrica utilizando un conjunto dado de fuentes de energía (generadores térmicos, hidráulicos, eólicos, importaciones, etc.) buscando utilizar los recursos disponibles de forma de minimizar los costos de operación, los costos debidos a la demanda de energía no satisfecha (costo de falla de la demanda), los costos de importaciones netas de energía, etc.

Se trata entonces, de calcular el despacho de las distintas unidades de generación, en cada intervalo de un horizonte de tiempo definido, buscando optimizar los recursos disponibles con el objetivo de minimizar el Costo total de Abastecimiento de la Demanda (CAD).

En sistemas con fuerte componente de generación hidráulica, donde existe la posibilidad de almacenar el agua, la decisión del uso de la misma para generar energía en un momento dado, supone considerar no sólo la reducción del costo marginal en el instante que se utiliza, sino también el aumento de costos que el uso actual del agua puede ocasionar en el futuro por no disponer de ella. Esta situación introduce una vinculación en el tiempo, entre el presente y el futuro, en donde la solución óptima es un equilibrio entre el beneficio presente del uso del agua y el beneficio futuro que se obtiene por su almacenamiento. Este beneficio se mide en términos del ahorro esperado en el costo total de abastecimiento de la demanda. Se introduce así el concepto de “valor de agua” para cada una de las represas, que permite disponer de un criterio de decisión con respecto al volumen de agua marginal en el embalse, en función del valor esperado de los beneficios futuros. Si el “valor de agua” es inferior al costo marginal del sistema en un instante dado, el criterio económico indicará el uso del agua para satisfacer la demanda eléctrica en ese momento. En el caso contrario será preferible embalsar el agua, y generar electricidad con máquinas térmicas.

Otro aspecto que incrementa la complejidad del problema a resolver es el hecho de que algunos datos de entrada presentan incertidumbre, y es necesario considerarlos como procesos estocásticos como ser: la demanda de energía eléctrica, los aportes de agua a las represas, la disponibilidad de las máquinas, etc.

Las soluciones halladas para estos problemas dependerán de la escala de tiempo que se utilice, el grado de aproximación de los modelos y el tipo de generadores involucrados,

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pudiendo ser utilizadas tanto para la planificación de inversiones, la planificación estacional de la operación y compras de combustible, la planificación semanal, etc.

Se destaca que en estos sistemas no se tiene en cuenta restricciones de tamaño del almacenamiento de los combustibles (Gasoil, Fueloil, GNL) así como posibles rigideces de agenda de embarques. Por lo tanto, el valor con que los distintos combustibles contribuyen a la definición del costo marginal es igual al precio de compra de la unidad de energía asociada al combustible correspondiente.

Este es el sistema actualmente vigente en Uruguay.

3.2. Valor del GNL. Para el despacho conjunto del ME y el mercado de GN se plantea un sistema hidrotérmico alternativo en el cual no sólo se valora el recurso hídrico almacenado en los embalses sino que se introducen además restricciones asociadas a:

• Tamaño del almacenamiento de los combustibles. • Rigideces de agenda: ventanas pre pactadas de arribo de buques de GNL. • Contrato ToP que obliga a consumir una cantidad determinada de combustible.

El sistema genera un valor para el combustible diferente al precio de compra. Dicho valor dependerá, además de los factores ya mencionados asociados a la cadena típica de suministro del combustible, a aquellos provenientes del mercado eléctrico, como pueden ser la variabilidad hidro-eólica así como las posibilidades de comercio internacional de energía eléctrica con países vecinos. Estas restricciones impactan en la cadena de GNL, por lo que resulta fundamental introducir dicha cadena en la optimización del despacho del mercado eléctrico.

De manera similar al caso del agua se plantea la posibilidad de introducir el “Valor del GNL” con destino al sector eléctrico. Dada la fuerte variabilidad a la que podría estar sometido el mismo -por los distintos factores que intervienen en su determinación-, puede resultar en una alta volatilidad de la demanda de GN con destino a este sector.

En el mismo sentido, cabe destacar que al contar el sector eléctrico con diferentes fuentes primarias para la generación, el valor del GN puede ser tal que tenga como consecuencia el quiebre de stock.

La introducción del “Valor del GNL” es la alternativa que se desarrolla en el presente trabajo.

3.3. Despacho conjunto mercado eléctrico/gas natura l. La demanda de GN con destino al mercado de gas natural presenta sectores con características de no interrumpibilidad por problemas de seguridad, como es el caso de la demanda residencial. Si se tienen en cuenta:

• La incertidumbre intrínseca a cualquier demanda en particular a la demanda de GN con destino al sector no eléctrico, y por lo tanto la dificultad de predecir en forma exacta la cantidad a consumir.

• La variabilidad de la demanda de GN con destino al sector eléctrico y la posibilidad ya mencionada de que dicho sector no tenga problemas en quebrar su stock.

• Que debido a los altos costos de incorporación de capacidad de almacenamiento en las terminales de GNL, las mismas presenten una capacidad de almacenamiento reducida con respecto al tamaño del carrier.

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Se tiene que existe la posibilidad de interrupción de la demanda de GN con destino al sector no eléctrico, ya sea por una predicción por debajo de lo que este sector consumiría y por lo tanto no tener en el tanque el gas necesario para afrontar la demanda, o por una predicción optimista que tenga como consecuencia el rechazo de un embarque y por lo tanto un futuro quiebre de stock debido a las rigideces propias del mercado de GNL. La interrupción de la demanda de GN con destino al sector no eléctrico, presenta un alto costo social. Una estrategia de mitigación a este problema y con una visión país, resulta razonable analizar una utilidad conjunta del mercado eléctrico y el mercado de GN.

Lo que se plantea entonces es una modificación en el despacho energético, incluyendo la demanda de GN con destino al sector no eléctrico. Como forma de traducir las preferencias país, la inclusión de esta demanda se realiza de forma tal que los sectores no interrumpibles se incorporen con un costo de falla igual al más alto de los escalones de la demanda de energía eléctrica.

Por lo tanto, si bien cada uno de los usuarios de la terminal realiza sus compras de moléculas de GNL, una vez descargadas en el tanque de alguna forma se alteran los derechos de propiedad en cuanto a las prioridades de utilización. En este sentido el optimizador valorará el GNL incorporando la necesidad de garantizar el abastecimiento de la demanda del sector no eléctrico, pudiendo alterar las decisiones de despacho que se tomarían en el caso de que dicha demanda no estuviera presente.

En forma cualitativa y a modo de ejemplo, en el momento de la descarga es de esperar que frente a las incertidumbres propias del sistema, el optimizador asigne un valor alto a la molécula mostrando su aversión al riesgo de consumo -incluido en el alto costo de falla de la demanda con destino al sector no eléctrico-. En forma análoga, en el momento próximo a la llegada de un cargamento es de esperar que el optimizador asigne un valor bajo a la molécula de forma tal de asegurar que exista lugar suficiente en el tanque para garantizar la descarga. Para esto será necesario que el recurso térmico desplace a otros recursos en el despacho eléctrico.

Es decir, en un sistema integrado el sector eléctrico funciona a modo de seguro para la demanda de GN con destino al sector no eléctrico. Este seguro se revela a través de la valorización del recurso que lleva a tomar decisiones que cumplan con el objetivo.

Se destaca que la valorización del recurso depende también de factores propios de la cadena del GNL (cantidades ToP, rigideces de agenda de cargamentos, tamaño de almacenamiento), así como de factores internos del sector eléctrico (precios de exportación e importación, lluvias y viento). Por lo que la determinación de los costos asociados a dicho seguro no son claramente identificables, pudiendo existir diversas propuestas para su evaluación.

4. SimSEE El presente trabajo se desarrolló sobre la plataforma SimSEE (Simulador de Sistemas de Energía Eléctrica) la cual se utiliza como herramienta para resolver el problema del despacho óptimo.

Esta herramienta (desarrollada como parte del Proyecto PDT 47/12 (Casaravilla, Chaer, & Alfaro, 2008) y la Tesis de Maestría (Chaer, Simulación de sistemas de energía eléctrica - Tesis de Maestría en Ingeniería Eléctrica, 2008)), está implementada con una metodología orientada a objetos lo que facilita tanto la configuración de diferentes sistemas así como

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Esta plataforma permite combinar diversos “Actores”, donde cada uno de ellos representa a un elemento del sistema (ej.: generadores térmicos, hidráulicos, eólicos, comercio internacional, líneas de transmisión), que combinados representan un sistema integrado denominado “Sala”. Cada “Actor tiene el conocimiento necesario para modelar todas las restricciones que le competen, colaborando así en el armado de un problema complejo.

La resolución del problema se realiza en dos etapas: • Primero se resuelve con programación dinámica estocástica, retrocediendo en el

tiempo para armar la matriz de costo futuro sobre el espacio de estados

• Luego se simula avanzando en el tiempo utilizando la función de costo futuro para el despacho.

En ambas etapas cuando se está en un determinado paso de tiempo se resuelve un problema de programación lineal y entera que retorna el despacho óptimo para el paso k, siempre basándose en el costo del paso k+1.

5. Metodología del modelado En una primer instancia, y como antecedente de este trabajo, se realizó una implementación sencilla de contratos ToP (Briglia, Carnelli, & Ron, 2010) para estudiar cómo estas cláusulas afectan o no al despacho eléctrico

Posteriormente, para analizar el impacto de integrar los mercados eléctricos y de GN en los modelos de optimización y simulación, se incorporaron refinamientos al modelo de forma incremental que permitieran transformar el problema de obtener el despacho eléctrico óptimo, en el problema de obtener el despacho energético óptimo.

Una vez adaptados los modelos, y a efectos de analizar las distintas estrategias y riesgos asociados, tanto a los contratos como a los parámetros de planta, se eligió un escenario que se tomó como representativo (asociados a diferentes expansiones del sistema eléctrico, crecimientos de las demandas, precios del petróleo, etc.) junto con análisis estadísticos de riesgos asociados a niveles de hidraulicidad, y evoluciones de precios internacionales.

Las etapas seguidas para los estudios se pueden resumir en las siguientes etapas:

• Etapa I: Se toma como supuesto que el despacho energético considera el GN con el mismo criterio que a los combustibles líquidos, es decir, el precio es constante para el despacho de las unidades generadoras y sin restricciones de volumen o agenda de embarques. En este escenario los beneficios1 obtenidos serán máximos en el CAD por utilizar GN2. De esta forma se obtiene entonces una cota superior contra el cual comparar los beneficios de otros escenarios.

1 Los beneficios se miden en relación la diferencia que se producen en el costo de abastecimiento de la demanda cuando se dispone de GN frente a suministrarla sin GN �GN�����. 2 En este escenario, sector eléctrico tiene demanda nula de combustibles alternativos pues no existen restricciones de suministro de GN. Es de esperar que cualquier restricción que se introduzca en el modelo reducirá el beneficio por introducir sobrecostos.

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• Etapa II : Se incorporan los conceptos de almacenamiento limitado y agenda de embarque, manteniéndose las políticas de despacho tradicionales utilizadas para los generadores térmicos, es decir, el precio del GNL se toma como constante para el despacho sin considerar el impacto futuro que pueda tener la utilización del combustible.

• Etapa III : Se incorporan las variables de estado asociadas a la cadena del GNL,

despachando las unidades generadoras considerando un precio de GN variable en función del estado del sistema.

5.1. Modelo tradicional de un generador térmico El modelo tradicional de los generadores térmicos (Chaer, Simulación de sistemas de energía eléctrica - Tesis de Maestría en Ingeniería Eléctrica, 2008) presentan un costo de generación que viene dado por un costo fijo a mínima potencia, y un costo variable constante por potencia generada por sobre su mínimo técnico En la Figura 3 se muestra gráficamente el modelo.

El costo variable se compone tanto por un costo variable combustible como por un costo variable que depende de otros costos operativos, por lo que se tiene que:

cv = ecombustiblnoecombustibl cvcv _+

La variable de control y/o decisión de un generador de este tipo es p, que indica la potencia generada por encima del mínimo técnico. )( p minPP −= .

Mientras que el aporte del generador a la función de costos, para un período de tiempo, será:

tpcvCosto δ..=

Un supuesto importante de este modelo es que los generadores poseen un suministro de combustible asegurado. La problemática asociada a la adquisición de los derivados del petróleo y gestión de stock, etc. es responsabilidad de un tercero quien debe asegurar la existencia del combustible para al generador se toma como exógena al modelo, haciendo que los generadores “visualicen” un suministro infinito e ininterrumpido de combustible.

En sistemas eléctricos que presentan una generación con alta participación de recursos renovables que responden a procesos estocásticos (hidráulicos o eólicos), las demandas de combustibles presentan alta variabilidad, por lo que el supuesto referente a la disponibilidad de combustible podrá ser razonable o no dependiendo de las capacidades de almacenamiento existentes de dicho combustible. Tal es el caso de los derivados del petróleo en Uruguay, donde la capacidad de almacenamiento se ha desarrollado en el correr del tiempo para ser capaz de absorber tanto los problemas de logística que puedan presentarse para el suministro de combustible como los problemas de variabilidad mencionados.

Figura 3 – Modelo de un Generador Térmico

MW

cv

co

cmax

Pmin Pmax

U$S/h Costo de generación por Potencia

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Sin embargo, con la introducción del GNL en Uruguay, no es posible asegurar este supuesto, pues entre otras cosas, la capacidad de almacenamiento no se ha definido, se introducen cláusulas contractuales de ToP, se pueden presentar problemas de logística, etc.

Esto determinó la necesidad de incluir paulatinamente en los modelos estas restricciones, que consideren el GNL como un recurso más del sistema cuya utilización debe ser optimizada.

5.2. Adaptación de los modelos El objetivo de los cambios que se introducen en lo modelos es lograr que el sistema optimize un costo global y por lo tanto optimizará los diferentes recursos de forma que resolviendo un problema del despacho eléctrico óptimo que se asegure el suministro de combustible al sector residencial de GN

A efectos de modelar diferentes restricciones relacionadas con la cadena del GN se introducen los siguientes cambios3:

• Concepto de Suministro de Combustible (SdeC). Se introducen una familia de actores en el SimSEE que se especializan en modelar una suministro de combustible (en particular la cadena de GNL) con restricciones para los Generadores Térmicos.

• Modelo de Generador Térmico con Suministro de Combustible. Se modificó el modelo de los Generadores Térmicos implementados en el SimSEE, pasando de ser un despacho dado por costo variable fijo, a ser un despacho dado por los rendimientos de los Generadores Térmicos y por el precio del combustible, determinado por el SdeC.4

• Con el objetivo de integrar los sectores eléctricos con los nó eléctricos para realizar estudios integrados, se modeló un mercado doméstico de GN conectado directamente al SdeC con una demanda no interrumpible y Costo de Falla máximo, dándole prioridad sobre el sector eléctrico a los consumidores residenciales de GN.

5.2.1. Concepto de “Suministro de Combustible” Se define como “Suministro de Combustible” (SdeC) a una entidad capaz de abastecer de un determinado tipo de combustible a un conjunto de entidades generadoras lo consumen. Es responsabilidad del SdeC definir el costo del combustible, sea fijo o variable. También debe aportar los datos necesarios para calcular el volumen de combustible consumido por los generadores que dependan del suministro.

Por lo tanto aquellos generadores que estén abastecidos (o conectados) con un SdeC deberán incluir costos que sean independientes del combustible, como ser costos variables no combustibles.

Los modelos de SdeC se pueden clasficar en:

3 Como antecedentes, mencionaremos el trabajo titulado “Modelado de Contratos en Modalidad de Take Or Pay” (Briglia, Carnelli, & Ron, 2010), donde se introducen algunos de estos cambios, pero no sin considerar la existencia de almacenamiento finito en la planta de regasificación, problemas en la recepción de embarques de GNL o redes de gasoductos con tarifas de transporte de GN. 4 El SdeC puede considerar el precio como variable (el combustible como un recurso almacenado donde se evalua el costo de oportunidad de utilizarlo en el presente o en el futuro) o como precio constante (modelo tradicional que considera al combustible como infinito e ininterrumpible). Esto permite evaluar distinta políticas de despacho.

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• Primario: proveen primariamente el combustible. Este puede ser proveedor de generadores térmicos o de otros suministros que llamaremos intermedios.

• Intermedio: son suministros de combustible cuyo combustible proviene de otro suministro, que puede ser primario o intermedio. Estos objetos permitirán modelar redes de flujo de combustibles, como gasoductos u oleoductos.

En SimSEE se definió un nuevo tipo de actor llamado “Suministro de Combustible” que ofrecerá una interfaz adecuada para permitir la interacción con otros actores. Este actor base introduce en el problema lineal una restricción de ligadura que se utiliza para calcular el volumen de combustible consumido en cada paso de tiempo. También permite seleccionar y consultar el Tipo de Combustible del suministro5. Las políticas de precios, restricciones de almacenamiento, procesos físicos, etc. serán implementadas en actores especializados que heredan de SdeC.

5.2.2. Modelo de generador térmico con suministro de combustible El modelo tradicional de los Generadores Térmicos, es modificado para permitir que el generador tenga la posibilidad de conectarse a un SdeC.

Es importante destacar que en este modelo se considera que el rendimiento (que es diferente para cada generador) es función de la potencia, es decir � = ����. Si tomamos la curva que caracteriza su función de costos, podemos identificar los rendimientos en el mínimo técnico y a plena potencia. En la Figura 4 se muestra un esquema del modelo que toma en cuenta los rendimientos del generador.

Si definimos �����, ���� � como los rendimientos en el mínimo técnico y a plena potencia, y teniendo que:

�� = �����������������, �� = �����������������, �� = ���������� � ����������� − ����������� ������

! = �� − ��� la potencia generada por encima del mínimo técnico. " ∈ $0,1( variable binaria que indica si la máquina está encendida.

Entonces el volumen consumido por la máquina que utiliza un determinado combustible con su correspondiente constante de pci, estará dado por la siguiente expresión:

)�*+,�- = ./ 1�� − �� 0 ������� − �� ���� �12 34!��5 ! + 0 �������1 34!�� "

Se tendrán entonces las siguientes modificaciones al modelo:

• Los costos asociados directamente al combustible serán aportados por el SdeC que abastece al generador.

5 El modelo permite manejar diferentes tipos de combustible definiendo las constantes relacionadas con el poder caloríofico superior (PCS), inferior (PCI), densidad, etc.

Figura 4 – Generador Térmico con rendimientos

MW

cv

co

cmax

Pmin Pmax

U$S/h

)( minPη )( maxPη

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Vtop

Ptop

P*

P

V

• El generador deberá aportar, mediante la restricción de ligadura del SdeC, el volumen de combustible a utilizar en función de la potencia despachada.

• El generador deberá aportar el costo variable que está relacionado con otros temas operativos independientes del combustible, por lo que el generador es modificado de forma tal que 7�84� = ���9_;9<=>?<@A . !. 34.

5.2.3. Modelado de contratos en modalidad Take or Pay En (Briglia, Carnelli, & Ron, 2010) se modela, una primera aproximación6 de contratos con cláusulas de Take or Pay (ToP) que permite observar como la inclusión de dichas cláusulas generan una solución al problema del despacho eléctrico óptimo diferente a cuando solo se consideran costos variables fijos.

Los contratos de Take Or Pay imponen clausulas contractuales que obligan al comprador de combustible a pagar una cantidad fija, independientemente de que el combustible sea consumido o no. Las decisiones de despacho eléctrico se ven afectadas por los sobrecostos y riesgos de estas cláusulas contractuales, suponiendo que en caso de no consumirse se presentan sobrecostos al sistema cuando se abastece la demanda con una participación importante de generación hidráulica y generación eólica.

5.2.3.1. Supuestos y modelo descriptivo • El comprador de combustibles se compromete a

adquirir una cantidad fija de combustible Vtop a un precio Ptop por un determinado periodo de tiempo Ttop, incluso si la cantidad Vtop de combustible adquirida en el periodo anterior no haya sido consumida. Es decir el comprador de combustible tiene garantizado un costo fijo igual a Ptop.Vtop cada Ttop unidades de tiempo. En la Figura 5 se muestra la variación del precio conforme aumenta el consumo.

• Si en algún periodo de duración Ttop el comprador

necesita una cantidad de combustible mayor a Vtop, el provedor se compromete a entregarla a un precio P* > Ptop. Si bien existen diferentes alternativas en cuanto a la forma que se realiza el pago del combuistible, tomamos que el mismo se realiza en los intantes correspondientes al inicio del período Ttop.

• Si en algún periodo de duración Ttop el comprador necesita una cantidad de

combustible V < Vtop, el volumen (Vtop – V) dejará de estar disponible para ser utilizado. Esto significa que se habrá perdido un monto equivalente (Vtop – V)*Ptop7

Este SdeC define una variable de estado (X_V) que identifica el “crédito” de combustible disponible dentro del contrato ToP. Es decir, como variable de estado se

6 Se implementó un suministrador de combustible de unidades generadoras que no presenta restricciones relacionadas con el almacenamiento, regasificación o logística de buques. 7 En este trabajo, dado que no se modela el almacenamiento, los sobrecostos corresponden a no poder disponer del combustible por no consumirlo

Figura 5 – Variación de precios de Contrato ToP respecto al volumen consumido

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tomara la diferencia entre Vtop y el volumen efectivamente consumido dentro de cada período Ttop, siempre y cuando esta diferencia sea positiva.

Al inicio de cada período Ttop esta variable se inicializa con el volumen Vtop y comenzará a decrecer en la medida que el combustible sea consumido. Al iniciar un nuevo período, el valor de X_V (en caso de ser positivo) indicará el combustible no consumido del ToP.

De esta forma, la variable de estado refleja la disponibilidad de un recurso. En los instantes de tiempo (t0 + Ttop), (t0 + 2Ttop) … (t0 + nTtop) se incrementa esta la variable de estado llevándola al valor Vtop (X_V := Vtop) 8

5.2.3.2. Las variables sobre las cuales se puede operar para abastecer el sistema de energía eléctrica se muestran en la

Tabla 2. Su valor es calculado en cada paso de simulación/optimización en la resolución del problema lineal y está estrechamente ligado a las potencias despachadas por las maquinas generadoras que obtienen su combustible de este suministro (contrato ToP).

Tabla 2 - Variables de Control del modelo de contratos ToP

Variable de Control

Descripción

VkconsumidoToP Volumen que despacho de combustible por debajo del

disponible en el paso k (variable de control introducida por el actor ToP).

VkextraToP Volumen que despacho de combustible por sobre el

disponible en el paso k (variable de control introducida por el actor ToP).

8 Dado que las fechas de incremento de la variable pueden caer dentro de un paso de simulación, el volumen Vtop estará disponible recién para el inicio del paso siguiente de simulación.

Figura 6 - Ejemplo de evolución del volumen disponible de ToP (variable de estado X_V)

t0 t0 + Ttop t0 + 2.Ttop t0 + 3.Ttop

X_V

Vtop

Sobra Combustible

Se requiere consumir por sobre el ToP

t

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5.2.4. Suministro primario de combustible ToP En (Briglia, Carnelli, & Ron, 2010) se puede tomar como una primera aproximación al problema del despacho integrado. Es necesario incorporar más restricciones de modo de obtener un modelo más real. Para ello se implementa un SdeC del tipo primario que daremos a llamar “Suministro primario de combustible ToP”

Este actor modela las restricciones que permiten estudiar un conjunto de procesos que se identificaron como relevantes para modelar:

• Almacenamiento finito de GNL.

• Agendas de embarques periódicas y aperiódicas, cuyos embarques puedan contener un volumenes diferente de GNL a diferentes precios.

• Procesos físicos relacionados con la evaporación del GNL (BoilOff) y su

tratamiento (ej: relicuado, recondensación, compresión) • Condiciones meteoceanicas (viento y altura de las olas) que afectan la de

operatividad de los buques afectando la disponibilidad del servicio de Recepción que brinda la Terminal.

• Posibilidad de retrasos imprevistos en la recepción de los embarques. • Posiblidad de colocación de embarques en un mercado alternativo con sus

costos/beneficios asociados. • Demora de las descargas en el puerto pagando costos de espera. • Capacidades máximas y mínimas de regasificación.

5.2.4.1. Supuestos y modelo descriptivo A diferencia del modelo implementado en (Briglia, Carnelli, & Ron, 2010), en este modelo existe la posibilidad de almacenar el GNL en un tanque:

• El comprador de combustibles se compromete a adquirir una cantidad de combustible fijando una agenda de embarques. Esta agenda determina la fecha de arribo de cada cargamento (tcargo) así como el volumen (Vcargo) y el precio (Pcargo) de cada uno de ellos. La agenda de embarques se considera fija e invariante en el tiempo.

• La fecha de arribo de cada cargamento se puede ver afectada por un retraso aleatorio que refleje incumplimientos del vendedor.

• Los cargamentos que arriban en el instante tcargo serán descargados en un

almacenamiento con capacidad Vmax. • El comprador siempre deberá enfrentar el pago de Vcargo .Pcargo en el momento de

llegada del cargamento, pagando también los días de espera en el muelle.

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• Los cargamentos que no pueden descargar inmediatamente después de llegar a la planta pueden esperar un máximo de N días (típicamente 3) en el muelle pagando un precio Pespera por cada día.

• Pasados N días de espera, el cargamento es desviado a un mercado alternativo a un

precio Pdesvio < Pcargo. El desembolso total en este caso será equivalente a: Vcargo(Pcargo - Pdesvio) + N.Pespera

• El monto total de la pérdida por el desvío de un cargamento será Vcargo(Pcargo -Pdesvio)

+ N.Pespera + CFnoGNL (costo futuro para el sistema de no disponer del combustible, eventualmente falla de la demanda).

• Los desvíos de cargamentos se puede provocar porque no hay lugar en el tanque

para descargar (X_Vmax - X_Vt < Vcargo) o porque no fue posible obtener una ventana de descarga dado que las condiciones metaoceanicas exigidas por los cargos no son satisfechas (niveles de olas y viento).

• El comprador sólo podrá disponer del GNL almacenado. En caso de quedarse sin

existencias, deberá esperar hasta el arribo del siguiente cargamento. • La planta sólo puede suministrar GN a los generadores bajo ciertas condiciones

metaoceánicas (viento y olas). Nuevamente, el problema que se presenta requiere de poder evaluar el costo de oportunidad de utilizar el combustible en el presente (lo que implica dispones de espacio de almacenamiento en el futuro) vs utilizarlo en el futuro (lo que implica correr el riesgo de desvío de cargamentos por no disponer de almacenamiento).

Este suministro, define una variable de estado (X_V) que identifica el volumen de GN almacenado en el tanque que se dispone como recurso de generación para el futuro.

Cuando llega un cargamento y puede descargar en la planta dentro de los márgenes de tiempo estipulado, la variable de estado X_V se inicializa con el volumen Vtop y comenzará a decrecer en la medida que el combustible sea consumido.

Figura 7 - Ejemplo de evolución del volumen almacenado en el tanque (variable de estado X_V)

t

Sobra Combustible y se almacena

No alcanzan las existencias. El suministro no puede cubrir la demanda. El sistema deberá recurrir a fuentes alternativas (Gas Oil, Falla de demanda, etc.)

t0 tcargo1 tcargo2 tcargo3

X_V

Vmax

No hay espacio en el tanque: El cargo3 se desvía

Vcargo1 Vcargo2

Vcargo3

16

5.2.4.2. Variables de Estado y de Control La variable de estado C_)D representa el volumen de combustible disponible almacenado en el tanque en el paso k.

Las variables de control que se describen en Tabla 3, regulan el volumen de combustible despachado, manejando tanto el volumen despachado por poste como el volumen total utilizado en el paso.

Tabla 3 - Variable de Control del modelo Suministro de Combustible Primario ToP

Variable de Control

Descripción

)DE9�>=F9� Volumen de combustible despachado para el poste i en el paso k. )DE9�>=F9G9?�@ Volumen total de combustible despachado para el poste i en el paso k.

5.2.4.3. Restricciones Las restricciones de este suministro son:

• )�*+,�-_H�,I-HIH� − )DE9�>=F9� = 0� = 0…7I-4��84�8

• −∑ )DE9�>=F9� + )DE9�>=F9G9?�@ = 0

• )DE9�>=F9� ≤ C_)D y )DE9�>=F9G9?�@ ≤ C_)D

5.2.4.4. Actualización de las variables de estado La variable kVX _ asociada al volumen de combustible disponible de Top se actualiza

de forma muy similar a la descripta en (Briglia, Carnelli, & Ron, 2010). La diferencia que se tiene es que en este actor se tiene un volumen máximo de tanque. C8_)D = N);�OP9G9QD + C_)D − )DE9�>=F9G9?�@R si en el paso k llega un cargamento

Top y N);�OP9G9QD + C_)D − )DE9�>=F9G9?�@R ≤ C_)� (es decir, si hay el tanque)

C8_)D = C_)D − )DE9�>=F9G9?�@ en otro caso.

5.2.4.5. Costo directo del paso El costo directo del paso para este actor se compone de tres términos: el costo de un cargamento Take or Pay, el costo de espera y un ingreso por la venta de un cargamento. El costo de Take or Pay depende del cargamento que llega a la planta. El costo de espera se paga si el embarque ha llegado y no se cumplen las condiciones de descarga. El ingreso por venta se cobra si el cargamento espera más de N días y debe ser enviado a otro mercado. 7D = 7DG9Q − 7DSA�?� + 7DT>QAO�

Siendo:

• 7DG9Q = �;�OP9G9QD . );�OP9G9QD si en el pasok llega un cargamento Top

• 7DSA�?� = �SA�?�. );�OP9G9QD si en el pasok llega un cargamento que ha excedido el tiempo de espera y debe ser vendido.

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• 7DT>QAO� = H�T>QAO� si en el pasok se llega un cargamento que debe esperar d días con H ≤ U para descargar

5.2.4.6. Política de precios para el despacho En un SdeC primario ToP la disponibilidad del combustible está el volumen que se encuentra almacenado en el tanque, sin posibilidad de tomar combustible extra cuando no hay disponibilidad en el tanque. Esto plantea una diferencia con (Briglia, Carnelli, & Ron, 2010) donde es posible pedir combustible extra.

Este criterio considera que el aporte a la función de objetivo (7V;9�?O�?9G9Q) es 7V;9�?O�?9G9Q = WEXWY_SZ )DE9�>=F9G9?�@ 5.2.5. Suministro de combustible primario ToP y Spot Este actor incorpora al Suministro de Combustible Primario ToP, la posibilidad de tomar decisiones de compra de embarques adicionales (en forma individual) con determinados días de anticipación (Master Agreement).

Se define compra spot de combustible a una compra de combustible fuera del contrato ToP que maneja el suministro. Este tipo de compras no son inmediatas: una vez tomada la decisión de compra, el cargamento spot demora un determinado tiempo en entregar efectivamente el combustible al suministro. Además el volumen del mismo está definido de antemano y no depende de las necesidades del comprador.

Una vez efectuada la compra esta no se puede cancelar. Del mismo modo que con los cargamentos ToP, puede suceder que cuando el cargamento comprado llega al tanque tenga que esperar para descargar, incurriendo así en un costo de espera y, eventualmente si se excede un cierto límite de espera, el cargamento se vende y desvía.

5.2.5.1. Supuestos y modelo descriptivo Este suministro comparte los mismos supuestos que el Suministro de combustible primario ToP, y agrega la compra de cargamentos fuera de la agenda:

• Los cargamentos spot deben pedirse con anticipación, transcurriendo Tspot unidades de tiempo antes de que el cargamento llegue a la planta. El cargamento no puede ser cancelado una vez que se lo ha pedido.

• Un cargamento spot transporta un volumen Vspot y tiene un precio por unidad de combustible Pspot.

• El comprador siempre deberá enfrentar el pago de Vspot*Pspot cuando se pide el

cargamento spot. • Una vez que un cargamento spot ha sido pedido se demora Tspot unidades de

tiempo en llegar. Al momento de llegar a la planta se trata al cargamento spot del mismo modo que a los cargamentos ToP en cuanto a la descarga, espera y desvio.

Para este suministro en particular se requiere evaluar el costo de oportunidad de utilizar el combustible o almacenarlo y el costo oportunidad de pedir o no un cargamento spot. Se tienen dos variables de estado, X_V que conserva el comportamiento definido en el Suministro de combustible primario ToP, y se agrega la variable C_U[!�4 que indica el estado de la compra de cargamentos spot.

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5.2.5.2. Variables de estado y de control Se tienen variables de estado de la Tabla 4 para el volumen de combustible disponible, que es aquel que será utilizado directamente por los generadores, y también se tiene una variable para manejar el estado de las compras spot.

Tabla 4 - Variables de Estado del modelo Suministro de Combustible Primario Top y Spot

Variable Descripción C_)D Volumen de combustible disponible en el pasok , tiene el mismo significado que en el actor de suministro de combustible simple. Es una variable real.

C_U[!�4 Variable de compra de spot en el pasok , modela las diferentes etapas de la compra de un cargamento de combustible en el mercado spot. Esta variable puede tomar valores entre 0 y 1−sN .

En lo que respecta a las variables de control, son las mismas que en las vistas en el punto 5.2.4.2

5.2.5.3. Actualización de las variables de estado La variable de estado C_)D tiene la misma evolución que se definió en 5.2.4.4. En tanto la variable C_U[!�4 es una variable entera 0 M C_U[!�4 M U>.

9

Los valores que toma indican los distintos estados modelados de una compra spot (Figura 8) son:

• 0 : En este estado no hay compromisos de compra

spot. Se evalúa si es necesario realizar una compra spot.

• 1: Con este estado se indica que hay un cargamento esperando para ser descargado.

• 2…U> � 2: Indica si un cargamento está en viaje, a medida que pasa el tiempo se decrece el estado de U> � 2 hasta 2.

• U> � 1: En este estado se ha decidido realizar una compra spot. Se evalúa cuando es el momento indicado para comprar efectivamente el cargamento y autorizar que comience el viaje.

Nótese que la decisión de comprar y la de hacer efectiva la misma pueden estar separadas en el tiempo: en la primera se ve que será necesaria realizarla en el futuro próximo, mientras que en la segunda se elige la fecha en la que el cargamento llegará de modo de minimizar esperas.

9 Para evitar errores de aproximación que lleven al modelo a incurrir en esperas y retrasos innecesarios, la cantidad de discretizaciones de la variable de estado debe coincidir con la cantidad de estados.

Figura 8 - Modelo de Estados de las compras Spot

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5.2.5.3.1. Costos de compra spot La decisión de compra modifica directamente el estado de las compras spot. El costo de la decisión de compra en un paso se obtiene de la diferencia de los costos de los posibles futuros de hacer la compra.

H�*4I7 =]̂_7V �`D + U> ∗ 1Ybcdef +,�-N);�OP9G9Q + CSD , )� R, g + 1 − 7V�`D , g + 1�sillegouncargamentoTop7V �`D + U> ∗ 1Ybcdef , g + 1 − 7V�`D , g + 1�enotrocaso

Esta diferencia de costos regula la compra spot. El costo de la compra en un paso k se calcula como la diferencia entre el costo de pasar a un estado donde se ha iniciado la compra spot y el costo del estado actual. Si el estado de inicio de compra tiene un costo menor al actual, entonces es conveniente entrar en estado de compra.

En el caso de que llegue un cargamento de Take or Pay se debe evaluar también el estado del tanque que en el paso de tiempo siguiente aumentará debido al arribo de un cargamento.

5.2.5.3.2. Costos de retraso de compra spot El retraso actúa una vez que se vio la necesidad de un cargamento spot. Este mecanismo pospone la compra efectiva del cargamento para que se realice en el momento más favorable de modo de minimizar esperas y fallas a la demanda10.

H�*4Iw =]̂_7V �`D − 1Ybcdef +,�-N);�OP9G9Q + CSD, )� R ∗ 1Y_S , g + 1 − 7V�`D , g + 1�sillegouncargamentoTop7V �`D − 1Ybcdef , g + 1 − 7V�`D , g + 1�enotrocaso

El costo de retrasar la compra en un paso k se calcula como la diferencia entre el costo de pasar a un estado donde el cargamento ha iniciado su viaje y el costo del estado actual. Si el estado actual tiene un costo mayor al de hacer efectiva la compra, entonces es conveniente cambiar de estado, nótese que el coeficiente sería negativo.

En el caso de que llegue un cargamento de Take or Pay se evalúa el costo de forma similar a la descripta en el punto anterior.

5.2.5.4. Costo directo del paso El costo directo del paso para este actor se compone de tres términos: el costo de un cargamento Take or Pay, el costo de un cargamento Spot y el costo de espera. El costo de Take or Pay se calcula del mismo modo que en el suministro de combustible simple. El costo de un cargamento Spot se paga una vez que se decidido hacer la compra efectiva, esto es luego de comprarlo y de que no se realicen más retrasos. El costo de espera se paga si el embarque ha llegado y no se cumplen las condiciones de descarga (espacio libre en el tanque de almacenamiento, etc.). 7D = 7DG9Q + 7DxQ9? + 7DT>QAO�

10 Se notará el vector 1 como un vector cuya dimensión es la misma que el vector de estados, y sus componentes son todos cero salvo por la posición correspondiente a la variable X donde tiene un uno

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Siendo:

• 7DG9Q es el costo directo en el paso k si llega un cargamento ToP. Se calcula como se mostró para el Suministro de combustible primario ToP.

• 7DxQ9? = �8!�4D)8!�4D si en el paso k se compra efectivamente un cargamento Spot

• 7DT>QAO� = 7�8![!�4. y4 en el paso k se encuentra un cargamento Spot esperando para descarga

5.2.6. Suministro de Combustible Intermedio El suministro de combustible intermedio permite realizar conexiones entre suministros y unidades generadoras. Esto posibilita la creación de redes de transporte de combustible entre suministros y consumidores finales.

Este suministro maneja como supuestos:

• El suministro tiene una capacidad finita de transporte de combustible por unidad de tiempo, cuyo máximo es Qmax.

• La capacidad de transporte del suministro se divide en dos: firme z� X e interrumpible z� { . La capacidad firme está garantizada por el suministro, mientras que la interrumpible depende de la capacidad ociosa y por tanto es de disponibilidad variable. La capacidad interrumpible se utiliza una vez que se ha saturado la capacidad firme.

• Se maneja un sistema de tarifas para el transporte de combustible con tres tarifas: un costo fijo, un costo variable firme y un costo variable interrumpible. El costo fijo corresponde a contratación de z� X . El costo variable firme es un costo por unidad de combustible que es transportado por debajo de z� X , mientras que el costo variable interrumpible es el costo por unidad de combustible transportado por encima de z� X y que corresponde a la capacidad interrumpible del suministro.

6. Resultados

6.1. Modelo de Contratos en modalidad ToP Como parte del trabajo (Briglia, Carnelli, & Ron, 2010) se resolvió el problema del despacho eléctrico óptimo de 2 formas:

• Modelado Tradicional: donde todas las unidades generadoras se modelan con un costo variable

• Modelado Con ToP: donde la unidad generadora G1 es despachada considerando que esta es posee un suministro de combustible con restricciones de ToP.

El resultado más importante de este modelo fue el poder verificar cómo el despacho de las unidades generadoras (ver Figura 9) es afectado si el sistema tiene el conocimiento de las condiciones contractuales de compra de combustible11

11 En el ejemplo, en color rojo se muestra el despacho del generador que fue conectado al modelo de contrato en modalidad ToP.

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Figura 9 - Ejemplo de cambio en el despacho según el modelo utilizado.

Despacho óptimo - Modelado Tradicional Despacho óptimo - Modelado Con ToP

6.2. Resultados asociados a la integración del Merc ado de Gas Natural al Mercado Eléctrico Se resumen los resultados del trabajo desde el punto de vista del sector eléctrico, considerando como indicador los ahorros en el CAD por introducir GN como fuente primaria a la generación de energía eléctrica.

Se define el indicador:

|I�}�-_~U � ~U���� � 7"����e����f�����e����7"�������

7"���_x�_�A>;?O;;9�A> �7"�������

Este es el cociente entre el los ahorros en el CAD en el escenario de estudio (por sustituir combustibles alternativos �GN����� por GN introduciendo las restricciones típicas de la cadena del GNL), respecto a los ahorros máximos que se pudieran producir en un escenario donde la introducción de GN para sustituir combustibles alternativos no presenta restricciones de ningún tipo.

En ausencia de restricciones típicas de la cadena del GNL, este indicador es igual a “1”.

6.2.1. Resultado con los Mercados Integrados El análisis se realizó a partir de la expansión definida para el sistema eléctrico, en base a energías renovables (principalmente eólica) y ciclos combinados abastecidos con GN.

Para todos los casos analizados, se siguió la metodología del punto 5. A continuación presentamos las particularidades de cada una de las etapas del estudio: • Etapa I: Se realizan las simulaciones correspondientes para calcular los términos del

indicador Margen_GN � GN���� � 1

• Etapa II: Se incorporan los conceptos de almacenamiento limitado y agenda de cargamentos, manteniendo el precio del GNL en forma constante. Esto es, las decisiones tomadas por el despacho eléctrico no incorporan información de la agenda de embarques ni del estado ni del tamaño del tanque. Se ensayan dos capacidades de almacenamiento (170.000 m3 y 310.000 m3) y se construye el PAE de la siguiente manera:

- Para cada crónica hidrológica y para el horizonte del proyecto, se determinan las necesidades de combustible (sin considerar restricciones de la cadena de GNL), calculándose el valor esperado de los consumos de GN.

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- Con este consumo medio se realiza una agenda en la que se programa un embarque cada vez que se consume un volumen equivalente a la capacidad de cada cargamento.

- Con esta agenda, se alimenta el modelo de despacho energético, incluyendo ahora todas las restricciones de la cadena de GNL, tanto técnicas como comerciales, para evaluar así el comportamiento del sistema.

El Margen_GN − GN���� se puede observar en la siguiente tabla, para los dos tamaños de almacenamiento considerados:

Tabla 5 - Margen_GN − GN���� para la Etapa II según la capacidad de almacenamiento

Tamaño Tanque (Mm3) Margen_GN − GN���� 170 0,29 310 0,42

Se observa que las restricciones de agenda y de volumen de almacenamiento disminuyen fuertemente el beneficio. Una de las razones es que el sector eléctrico, con el objetivo de minimizar el CAD, no está incluyendo en la toma de decisiones información acerca de variables de control y de estado propias de la cadena del GNL.

Para explicar estos beneficios, se analizan las diferencias en el Valor Actual del CAD entre el escenario con una capacidad de almacenamiento de 310.000 m3 respecto de una de 170.000 m3, discriminado por fuente de generación. En la Tabla 6 se presentan los sobrecostos correspondientes.

Tabla 6 – Etapa II: Sobrecostos por variación de capacidad de almacenamiento (170-310)

Fuente Sobrecosto Eólica 0,0% Biomasa 0,0% Gas Natural -0,7% Gasoil -24,6% Fueloil Motores -8,7% Fueloil Calderas -1,7% Importación 3,3% Falla -10,5% Exportación precio bajo 8,7% Exportación precio alto 8,9% TOTAL -2,9%

Se puede observar la importante incidencia de combustibles líquidos (gasoil, fueloil) y de importación de energía eléctrica en el CAD. Se aprecia claramente que el beneficio proviene fundamentalmente de consumir menos volumen de GO al contar con mayor capacidad de almacenamiento de GNL.

• Etapa III : Con el objetivo de mitigar los sobrecostos introducidos por las restricciones de almacenamiento y de agenda, se incorpora ahora información de la cadena del GNL en la toma de decisiones del despacho eléctrico, con el objetivo de minimizar el CAD.

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En esta etapa, el estado del sistema no sólo se encuentra definido por el agua almacenada en los embalses y por el estado de los generadores térmicos (prendidos o apagados), sino que además se agrega el volumen almacenado de GNL en el tanque y la agenda de embarques. De esta manera, asignando un “valor al GNL” (precio variable), es posible tomar decisiones económicamente eficientes al controlar:

- Regasificación vs Almacenamiento: encender máquinas térmicas para hacer lugar en el tanque.

- Recepción vs Almacenamiento: compras al Spot, rechazos de embarque, barcos en espera.

Es importante destacar que en esta etapa la toma de decisiones incluye la no interrumpibilidad de la demanda del sector no eléctrico, así como los beneficios económicos de la reventa de un cargamento de GNL.

En la Tabla 7 se presenta la comparación de resultados entre las distintas etapas y para las diferentes capacidades de almacenamiento.

Tabla 7 - Comparación de resultados por etapa

Tamaño Tanque (Mm3) Segunda etapa Tercera etapa Diferencia

170 0,29 0,46 0,17

310 0,42 0,66 0,24

En los resultados se aprecia claramente la necesidad de incorporar información de la cadena del GNL en la toma de decisiones del despacho eléctrico, y por lo tanto el claro beneficio que resultaría para el proyecto que la administración de la operación de la terminal sea realizada por el sector eléctrico.

Nuevamente para explicar estos beneficios, se analizan las diferencias en el Valor Actual del CAD entre el escenario con una capacidad de almacenamiento de 310.000 m3 respecto de una de 170.000 m3, discriminado por fuente de generación. En la Tabla 8 se presentan los sobrecostos correspondientes a esta etapa.

Tabla 8 – Etapa III Sobrecostos por variación de capacidad de almacenamiento (170-310)

Fuente Sobrecosto Eólica 0,0% Biomasa 0,0% Gas Natural -0,4% Gasoil -8,8% Fueloil Motores -8,1% Fueloil Calderas -14,4% Importación -4,1% Falla 3,85% Exportación precio bajo -19,2% Exportación precio alto -17,3% TOTAL -4,5%

De estos resultados se puede concluir que el sector eléctrico se encuentra dispuesto a pagar 4,5% del valor actual del CAD por introducción de GN por una mayor capacidad de almacenamiento. Si bien el GN que se consume con ambos tamaños es similar (mismo contrato ToP), el beneficio se logra en que al relajar la restricción de

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volumen, el sector eléctrico optimiza mejor el CAD, y por lo tanto el consumo de combustibles líquidos disminuye.

Este beneficio es del orden del 50% mayor que el obtenido en la Segunda etapa.

Estos resultados reafirman la importancia de la correcta definición del tamaño del almacenamiento, así como de la correcta gestión de la toma de decisiones eficientes en la operación de la terminal.

6.2.2. Resultados con el sector eléctrico sólo en el tanqu e. Como un instrumento para determinar el costo del aseguramiento de la demanda de GN con destino al sector no eléctrico se analiza una sensibilidad considerando un almacenamiento exclusivo para el sector eléctrico.

Se presentan los resultados de la Etapa III en el escenario que solo considera el Sector Eléctrico pues estos serán óptimos respecto a los de las Etapas I y II.

Tabla 9 - Etapa III: Margen_GN − GN���� sólo Sector Eléctrico en el sistema.

Sin restricciones T170/Agenda media

1 0,61

Si se comparan los valores obtenidos en la Etapa III para el caso del Sistema Integrado (sector eléctrico y no eléctrico) y para el caso de solo el Sector Eléctrico se puede observar la fuerte incidencia de la demanda con destino al sector no eléctrico.

Tabla 10 - Etapa III: Margen_GN − GN���� según sectores considerados

Sectores considerados en el sistema. T170 T310

Sector eléctrico 0,61 -

Sector eléctrico + Sector no eléctrico 0,42 0,66

A partir de la Tabla 10 se puede concluir de manera preliminar que cuando se comparte el almacenamiento con el sector no eléctrico el Margen_GN − GN���� disminuye sensiblemente. La explicación se encuentra en la forma en que utilizan el GNL estos actores. Mientras que el Sector no eléctrico lo utiliza para abastecer una demanda firme, el sector eléctrico lo utiliza principalmente para dar respaldo a las energías renovables. Por lo tanto, el sector eléctrico valoriza muy alto el poder almacenar el GNL para los momentos en que se requiera dar este respaldo, y el hecho de compartirlo con otro actor, hace que el beneficio se reduzca sensiblemente.

6.3. Modificación de los costos marginales y valori zación del GNL almacenado en función del régimen hídrico.

6.3.1. Sector eléctrico solo en el tanque. En las siguientes figuras se muestra la evolución del valor asignado por el sistema al GNL almacenado (verde), el GNL almacenado en el tanque (azul) y la llegada de cargamentos (rojo).

Los supuestos básicos fueron: el sector eléctrico está solo en el tanque, la capacidad de almacenamiento es 170.000m3 y agenda ToP definida para la crónica media de hidraulicidad. Para fijar ideas se consideró un precio de compra de GNL en paridad con Brent. Los precios de los combustibles y el valor del GNL almacenado están referidos al precio de compra del GNL.

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En Figura 10 se seleccionó un período de baja hidraulicidad, dado que la agenda fue dimensionada para la crónica media, la señal de escasez se puede ver en que el sistema en general valoró el GNL por sobre el valor de compra, bajando este valor en el momento de llegada de los cargamentos, con el objetivo de hacer lugar en el tanque como cobertura frente al riesgo de no contar con GNL en el futuro.

También se apreció como, aunque el sistema valore el GNL por encima al precio de compra, se llegó a un quiebre de stock (el valor 0 que se da después se debe a que el sistema no puede valorar un recurso que no tiene). El sistema consideró esto como óptimo al no tener incorporada una demanda no interrumpible como es la del sector no eléctrico.

En la Figura 11 se extrajo un período que arranca con hidraulicidad alta, lo cual se pude ver reflejado en: a) el valor del GNL almacenado está por debajo del precio de compra y b) el rechazo de dos cargamentos. Luego pasa a un período de hidraulicidad media/baja en donde se ve claramente el aumento del valor del GNL almacenado.

Se destaca que en todos los casos, el valor dado por el sistema al GNL almacenado en ningún momento supero al precio del combustible alternativo.

6.3.2. Incorporación del sector no eléctrico La incorporación del sector no eléctrico, junto con su característica de no interrumpible, trae como consecuencia variaciones más abruptas en el valor que el sistema le asigna al GNL almacenado. Esto se debe a la necesidad de que el sistema eléctrico cumpla una función asociada a garantizar el servicio de GN con destino al sector no eléctrico.

En la Figura 12 se seleccionó un período seco. Al comienzo del mismo se pudo ver cómo el valor asignado al GNL almacenado no sólo supera el precio de compra de GNL, sino que el mismo varía entre dicho precio y el precio de compra del combustible sustituto, incluso superando a éste, esto quiere decir que a pesar de tener GNL almacenado decide sustituir por el combustible alternativo. Esto se explica por el hecho de que la agenda ToP está definida para la crónica media y se está en un período de hidraulicidad baja, por lo que es natural que el sector eléctrico intente utilizar todo el GNL (como se vio en el caso anterior, puede llegar incluso a agotar stock). Para mitigar esto, el sistema aumenta el valor del GNL almacenado, llevándolo a valores cercanos e incluso superando la alternativa. En la figura se ve también que con aportes hídricos importantes y partiendo de un tanque prácticamente lleno, frente al riesgo de un posible rechazo de embarque, el sistema lleva el valor del GNL a valores negativos. El objetivo de dicho comportamiento es sustituir otras fuentes y aumentar el consumo, una vez garantizada la descarga del futuro cargamento, el sistema eleva una vez más el valor del GNL a valores incluso por encima de la alternativa.

En la Figura 13 se seleccionó un período de relativamente alto régimen hídrico, y se puede ver claramente cómo en algunos casos el sistema, siempre con el objetivo de no rechazar el embarque, decide llevar a valores negativos el GNL de forma tal de que la generación térmica en base a GNL desplace otras fuentes. En otros casos, en los que se cuenta con un exceso de recursos renovables, el sistema decide rechazar el embarque, y en el momento de rechazo el valor del GNL almacenado crece fuertemente incluso por encima del combustible alternativo. De esta forma, y en caso de que sea necesario entrar generación térmica, la misma entrará con el combustible alternativo, guardando el GN de forma tal de garantizar el GN para la demanda con destino al sector no eléctrico hasta la llegada del otro cargamento.

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La incorporación de la demanda del sector no eléctrico con su alto costo de falla afectó fuertemente el valor del GNL almacenado, en este sentido:

• Se alteraron de alguna forma los derechos de propiedad sobre las moléculas de GNL llevando al sector eléctrico en algunos casos a no consumir gas cuando lo consideró necesario, y en otros a consumir gas para hacer lugar en el tanque y permitir la descarga del metanero.

• Se modificó el costo marginal del mercado eléctrico.

6.3.3. Incorporación del segundo almacenamiento En términos generales la incorporación del segundo tanque “suaviza” la variación del valor del GNL almacenado y por lo tanto sus repercusiones en el precio del mercado spot de energía eléctrica y mantiene prácticamente un cargamento de reserva.

En la Figura 14, se muestra (al igual que en la Figura 10) un período seco. Al comienzo del mismo la señal de escases se traduce ahora a valores del GNL almacenado por encima del precio de compra de GNL pero sin exceder al precio de la alternativa como en el caso de un único tanque, por lo que no hay sustitución por el combustible alternativo. Luego el sistema se encuentra con aportes hídricos importantes, lo que lleva a valores por debajo del precio de compra, pero a diferencia del caso anterior nunca se tienen valores negativos, por lo que no hay desplazamiento de fuentes de menor precio.

En la Figura 15 se volvió a extraer un período de régimen hídrico relativamente alto, si se compara este caso con el análogo con un solo tanque se aprecia que ahora el valor del GNL almacenado es menor al de precio de compra, siendo por lo tanto más clara la señal de abundancia del GNL.

La incorporación del segundo almacenamiento mitiga fuertemente los problemas provocados por la incorporación de la demanda del sector no eléctrico.

6.3.4. Agenda Take or Pay mayor a la media En la Figura 16 se muestra al igual que en Figura 14 un período seco pero ahora con un agenda superior a la media, en este caso se puede ver que el valor del GNL almacenado, prácticamente se mantiene a niveles de precio de compra de GNL.

En la Figura 17 se reitera la crónica con régimen hídrico alto, en este caso , al contar con GNL almacenado, el sistema toma dos decisiones óptimas consecutivas de rechazo de cargamento (en el caso anterior una sola) , en ambos casos eleva el GNL a valores muy por encima de la alternativa.

El aumento de la agenda Take or Pay genera por un lado en las crónicas secas que el valor del GNL almacenado se mantenga en un entorno cercano al precio de compra, por otro lado en las crónicas húmedas genera costos de rechazo de embarque. La apuesta a este tipo de agenda estará dada por la capacidad de predicción de aportes y los costos relativos de rechazo de embarque.

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Figura 10 - Sector Eléctrico solo - Tanque de 170.000 m3 - Baja hidraulicidad

Figura 11 - Sector Eléctrico solo - Tanque de 170.000 m3 - Alta hidraulicidad

Figura 12 - Ambos sectores integrados - Tanque de 170.000 m3 - Baja hidraulicidad

Figura 13 - Ambos sectores integrados - Tanque de 170.000 m3 - Alta hidraulicidad

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Figura 14 - Ambos sectores integrados - Tanque de 310.000 m3 - Baja hidraulicidad

Figura 15 - Ambos sectores integrados - Tanque de 310.000 m3 - Alta hidraulicidad

Figura 16 - Ambos sectores integrados - Tanque de 310.000 m3 - Baja hidraulicidad

Figura 17 - Ambos sectores integrados - Tanque de 310.000 m3 - Alta hidraulicidad

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7. Conclusiones La integración de la cadena de GNL con el sector eléctrico mediante la incorporación de los modelos en el SimSEE ha sido exitosa puesto que los resultados obtenidos en cuanto al “valor del GNL” almacenado presentan fuerte racionalidad económica y por lo tanto es posible obtener conclusiones de los análisis que se puedan realizar con esta herramienta.

No considerar las restricciones de la cadena de GNL en el despacho eléctrico puede sobrestimar los beneficios de la incorporación del GN como combustible para el sector eléctrico y llevar a conclusiones y/o decisiones, acerca de la estructura de la terminal y de su despacho, erróneas puesto que obtiene una solución óptima no accesible en la realidad.

Luego de incorporadas las restricciones de la cadena de GNL, se obtienen beneficios importantes si el despacho eléctrico toma sus decisiones considerando un valor para el GNL almacenado respecto a considerar un precio constante para el combustible.

Con el objetivo de maximizar la utilidad país, la incorporación de la demanda del sector no eléctrico con su alto costo de falla reasigna los derechos de propiedad del GNL almacenado para garantizar el suministro a dicha demanda. Esto tiene como consecuencia un sobrecosto en el CAD del sector eléctrico respecto a la situación antes de modelar demanda no-eléctrica (existe una transferencia de costos por restricciones desde los consumidores del mercado de GN hacia los consumidores del sector eléctrico nacional)

La definición de las agendas de embarques, capacidad de almacenamiento y características de costo de falla de la demanda del sector no eléctrico interactúa e incide fuertemente en costo marginal del mercado eléctrico.

La incorporación de segundo almacenamiento tiene como consecuencia un ahorro en el CAD que no solo remunera la inversión sino que también le brinda menor volatilidad al valor del GNL y por lo tanto da señales de estabilidad al costo marginal del sector eléctrico.

Desde el punto de vista económico, los efectos directos y sensibles en el CAD llevan entonces a concluir que resulta en ahorros importantes incluir el mercado de GN/GNL dentro de los procedimientos despacho económico en el sistema eléctrico resulta en ahorros de muy alta magnitud.

Para finalizar, resta enumerar las tareas que se están realizando trabajando en diferentes aspectos:

• Incorporación de información climática que permita mejores tomas de decisiones para la compra anticipada de cargamentos individuales.

• Diferentes políticas para la decisión de rechazo de cargamentos.

• Métodos para optimización de la agenda de embarques. • Análisis de portafolios de combinación de contratos Take or Pay y con compras

individuales (Master Agreement) e indexaciones adecuadas.

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8. Bibliografía Briglia, E., Carnelli, E., & Ron, F. (2010). Modelado de Contratos en Modalidad de Take Or Pay. (P. I. Energía, Ed.) Montevideo: IEEE, Instituto de Ingeniería Eléctrica.

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