(Pulso) Dos son los motores que están impulsando la inversión en generación eléctrica: las energías renovables y el gas natural.

Si bien hay sólo una central a gas en construcción -la termoeléctrica Kelar de BHP Billiton de 517 MW-, los proyectos en distintas etapas de desarrollo, y que deberían estar en producción el año 2020, suman casi 4.000 MW adicionales, con una inversión asociada superior a los US$6.000 millones, de los cuales destaca la obra El Campesino que la francesa EDF planea levantar en la Región del Biobío.

A esto se suma el portafolio de proyectos que la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) está licitando como parte de su plan para arremeter en el segmento de generación. La estatal ya tiene unos 15 interesados en asociarse con ella para desarrollar dos proyectos: Luz Minera en Mejillones (de 740 MW) y Termoeléctrica Quintero (500 MW). En solitario, la firma desarrolla una cogeneradora en la Refinería Aconcagua, que añadirá otros 77 MW y que también operará con gas natural.

¿Más? La israelí IC Power (ex Inkia) avanza en el proyecto Los Rulos, en Limache (540 MW); Endesa estudia el cierre de ciclo de su central a gas Taltal (que añadirá 130 MW a lo ya existente), y E-CL desviará su central a gas natural CTM-3 al SIC una vez que esté lista la línea de interconexión SING-SIC, añadiendo 250 MW al Sistema Interconectado Central.

Un proyecto que avanza en total sigilo es otra termoeléctrica de Duke Energy, que también planea utilizar gas natural como combustible. Esto, sin contar otras iniciativas como un eventual cambio de combustible de unidades diésel como Yungay, de Duke Energy (ex Campanario) y las centrales Cardones y Colmito, de la ya mencionada IC Power.

En total, los proyectos en desarrollo conocidos suman 3.974 MW, lo que podría prácticamente duplicar la capacidad instalada actual en base a este combustible, que hoy es de poco más de 4.000 MW, un 21% del total a nivel país.

No es todo.  El pasado abril, la producción eléctrica con gas natural y GNL llegó a los 1.199 GWh, lo que equivale al 26,4% del total en el SIC, cifra que superó largamente a todas las demás fuentes de electricidad de la zona central. Incluso al carbón, que sumando la producción con petcoke alcanzó los 1.103 GWh.

Es decir, el gas natural no sólo lidera entre los proyectos futuros sino también está siendo, ya hoy, la mayor fuente energética del país.

[$372.000 podrían pagar clientes para convertirse al gas natural]

En tiempos de abundancia del gas argentino, es decir, a comienzos de la década pasada, el peak de participación del gas en la matriz total del país fue de 35% en 2004, para luego caer bruscamente al 5% en 2008.

Pero hoy este combustible está de regreso. ¿Las razones de este boom? La falta de lluvias, que reduce a niveles mínimos la producción hídrica; la paralización de unidades a carbón como Bocamina I y II, y la baja del petróleo, que a la vez ha impulsado una reducción de los costos internacionales del gas. A esto se suma la dificultad para desarrollar proyectos de carbón, la mayor disponibilidad de gas a nivel internacional y el interés de los proveedores internacionales globales de gas para colocar contratos en distintas partes del mundo, como Chile.

Continuidad de suministro

En la industria eléctrica plantean que sólo las centrales a gas pueden ofrecer contratos de suministro eléctrico continuo a sus clientes, pues las centrales a carbón ya están contratadas, las unidades hidroeléctricas están sujetas a variables hidrológicas -lo que genera un serio riesgo comercial en caso de sequía, lo que le ha ocurrido en el pasado a empresas como Colbún- y las ERNC pueden ofrecer costos bajos, pero sin asegurar continuidad de suministro dada su naturaleza intermitente.

A esto se añade la madurez de los proyectos GNL Quintero y GNL Mejillones, que fueron ideados en medio de la emergencia producida por los cortes de gas argentino y que hoy, a casi cinco y seis años de la puesta en marcha de ambos terminales se han convertido -fundamentalmente el primero- en un verdadero soporte energético para Chile.

El gas natural es visto por el Gobierno como un complemento perfecto para las unidades intermitentes de ERNC, por lo que desde el Ejecutivo el plan es potenciar esta fuente de generación.

“Con la irrupción cada vez más extendida de tecnologías intermitentes, como lo son las centrales eólicas y solares, se generó un escenario nuevo (…). Este problema se ha resuelto internacionalmente, hasta ahora, con las mismas alternativas con las que se enfrentan las oscilaciones diarias en la demanda, siendo la más deseable en términos de costos e impactos el uso de centrales de ciclo combinado a gas natural”, señala un estudio encargado por el Ministerio de Energía en el marco de la Mesa Temática de Termoelectricidad inserta en el proceso participativo de Energía 2050.

“La tecnología más competitiva para proveer servicios de seguimiento de la carga o de provisión de reserva en giro son las centrales a gas natural, siempre que se les entreguen incentivos”, se añade.

Pero el boom del gas cuenta con una seria amenaza, que es la oposición a este tipo de proyectos. Del total de iniciativas, al menos dos enfrentan problemas de este tipo: la central Los Rulos, de IC Power (hoy en plena tramitación de su permiso ambiental) y el proyecto Octopus-El Campesino, en Lirquén. En ambas incluso se han sumado autoridades locales, lo que se suma al rechazo, en el caso de Los Rulos, de los servicios públicos.

Jean-Michel Cabanes: “El gas natural está ganando terreno a nivel mundial”

Tanto el terminal de GNL de Quintero como el de Mejillones fueron construidos en medio de la emergencia por los cortes de gas desde Argentina y hoy, que en el caso del terminal del norte, cumple cinco años en operaciones, está expandiendo sus actividades y ofreciendo nuevos servicios, como el despacho por camiones del hidrocarburo a distintos puntos, lo cual permite acceder a nuevos clientes.

Según Jean-Michel Cabanes, gerente general de GNL Mejillones, el país tendrá una posición expectante en este mercado, por cuanto se proyecta que la oferta sea superior a la demanda, favoreciendo a los compradores netos, como es el caso de Chile.

¿Cómo está mirando las perspectivas para el gas natural y en particular para el segmento de generación?

Hoy en día en el mundo los proyectos de base son hidroeléctricos, a carbón y gas. Para la producción termoeléctrica el gas natural está ganando terreno a nivel mundial, y así se observa en las declaraciones recientes de los CEO de multinacionales energéticas como Enel, que apuntan a que el carbón y el CO2 debe ser tomado en cuenta en los costos de energía, y eso apunta a que el gas natural, que no emite CO2, esté valorado como energía más limpia que el carbón y el diesel.

Por ello, para los nuevos proyectos hay una tendencia clara a privilegiar el gas natural versus otras tecnologías pues, además, la inversión a gas es menor que un proyecto a carbón. La mantención también cuesta menos, entre otros beneficios. Hay varios elementos que hacen que al final el gas natural sea cada día más competitivo y a futuro se estima que será todavía más teniendo en cuenta el tema de protección medioambiental.

En este sentido, ¿cuál es el valor de los terminales de GNL?

Los terminales tienen 50 años en el mundo, los primeros fueron en Gran Bretaña y Francia en los años 60. En Chile, ofrecen oportunidades tanto Quintero como Mejillones para favorecer la entrada de gas natural al país. En particular, el de Mejillones es un punto estratégico para la entrada del gas en Chile por distintas razones: la interconexión SING-SIC, la ampliación del Canal de Panamá, y las posibilidades de expansión de capacidad no sólo de regasificación, que hoy está a disposición de quien quiera sumarse, sino que también de almacenamiento, pues hay espacio para un segundo, un tercer estanque o más.

¿Cómo se está viendo el mercado internacional? ¿Cuáles son las perspectivas para el mercado global y en particular para Chile?

Las circunstancias internacionales son interesantes. Las reservas son importantes y hay varios proyectos: ahora se está sumando Australia. Hay capacidad pero hay que estar atento a la demanda mundial, a la política energética de Japón, de China. De modo general, se podría considerar que podría haber más oferta que demanda, lo que favorecerá a los compradores como Chile.