(EL Mercurio) Con uno de los precios eléctricos más altos del mundo, se podría pensar que en Chile se buscan todas las fórmulas posibles para abaratar las tarifas. Pero no. Un ejemplo de eso es que el país pierde al año unos US$ 150 millones por no usar su capacidad instalada en gas natural licuado (GNL). Según la consultora Energética, ese saldo en rojo se produce porque habría más de 400 megawatts (MW) de electricidad que no se generan con GNL solo en la zona central del país, pese a que se podrían utilizar, dada la capacidad disponible en el terminal de regasificación de Quintero.
¿Por qué? Las centrales a gas natural que hay en Chile se empezaron a desarrollar en los 90, porque disponían de gas barato de Argentina. Cuando este país cerró la llave y dejó de enviar el energético, en 2004, las plantas se tuvieron que reconvertir para usar diésel, y solo algunas volvieron a usar gas cuando se inauguró el terminal de gas natural licuado (GNL) en Quintero, en 2009, y el de Mejillones, en 2010.
No todas las plantas que antes eran a gas se reconvirtieron, porque era complejo hacerlo por las condiciones comerciales que se impusieron. Y por eso hoy AES Gener y Colbún buscan hacer su propio terminal flotante y abastecer de GNL sus centrales.
El fin del gas argentino hizo cambiar el mercado eléctrico: hubo más plantas a carbón que antes. Y estas son más baratas que el GNL. El académico de la UC y director de Systep, Hugh Rudnick, dice que hay una diferencia entre ambas tecnologías de unos US$ 17 por MW por hora. Así, mientras el costo de invertir y operar una carbonera va entre US$ 73,8 a US$ 91,1 por MW la hora, usar una planta a GNL cuesta entre US$ 91,5 y US$ 108,4. Aun así, usar gas es más barato que la alternativa más cara, el diésel, cuyos precios pueden llegar a superar los US$ 300 por MW.
GNL: 35% de la matriz
«En el largo plazo hay dos posibles escenarios de expansión de la generación eléctrica: a centrales a carbón o plantas de ciclo combinado a GNL», dice Rudnick. Y si bien las carboneras son más eficientes en precios, son más resistidas desde el punto de vista ambiental. Hoy, la mayoría de los grandes proyectos a carbón se han paralizado o desistido, explica este experto. Se trata de Barrancones (540 MW), Castilla (2.354 MW) y Punta Alcalde (740 MW).
«Pese a su mayor costo y a los mayores precios, se podría dar en el largo plazo un escenario donde la expansión de la generación se desarrollase a través de centrales a GNL», proyecta Hugh Rudnick.
Además del tema ambiental, este experto señala que existe la expectativa de que haya más GNL disponible en el mercado a precios más competitivos, por las exportaciones de gas natural no convencional ( shale gas ) desde Estados Unidos.
«Es más importante el GNL en el Sistema Interconectado Central, porque permite asegurar los suministros y habría contratos con las empresas», dice Sebastián Bernstein, que forma parte del comando de la candidata de la Alianza, Evelyn Matthei, y fue secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE).
María Isabel González, gerenta general de Energética y ex timonel de la CNE, dice que debido al efecto del shale gas de Estados Unidos, «Enap prevé que podría llegar el GNL a US$ 12 por millón de BTU (unidad de medida), y la CNE estima que llegaría a menos de US$ 10, baja que podría ser efectiva desde 2018».
Sebastián Bernstein estima que si no se hace HidroAysén, el GNL abastecería del 35% de la energía del SIC. Pero de hacerse este proyecto, el peso del gas natural licuado cae y solo suministraría el 20% de la luz. Actualmente el 22% de la energía del SIC se genera con GNL.
Fuente / El Mercurio