(ELECTRICIDAD) Una proyección recientemente elaborada por la consultora Systep señala que “de darse las condiciones para una expansión del SIC en base a GNL, en la próxima década la participación de este combustible puede llegar hasta un 31% en los meses de menor participación de hidroelectricidad y un valor promedio anual esperado de participación de GNL hacia 2023 de un 24%”, comenta Carlos Cortés Simón, director ejecutivo de la Asociación de Distribuidores de Gas Natural (AGN).
Si el GNL llega a precios competitivos, podría ocupar un lugar importante en la matriz energética. Si se considera “la tendencia de la opinión pública frente al rechazo del carbón; la incidencia determinante del costo de dicho combustible versus el costo de capital, hoy en relación con lo que era antes; la importancia que va a tomar la huella de carbono; y la necesidad de crecimiento económico, vemos cómo la balanza se inclina a favor del gas”, sostiene Rudolf Araneda, Gerente General de GasAtacama.
No obstante, dicen los especialistas, el gran desafío es preguntarse, ¿es posible generar electricidad con gas a un precio que pueda ser competitivo frente al carbón?
Competitividad
“Estados Unidos es hoy el mayor productor mundial de gas natural (por delante de Rusia). La producción ha crecido al doble de velocidad que la demanda, razón clave para que los precios del gas estén entre los US a US por millón de BTU”, comenta a revista ELECTRICIDAD Andrew Ware, director de Asuntos Corporativos y Comunicaciones de Cheniere Energy, una de las principales firmas productoras de gas de EEUU. Esto, en circunstancias de que en Europa y Asia se comercializa entre US$ 12 y US$ 16 por millón de BTU, y en Chile el precio de compra de GNL de los terminales (sin considerar derechos de internación y costos del terminal) está entre US$ 12 y US 3 por millón de BTU, llegando a US$ 18 por millón de BTU con todos los costos asociados.
No obstante, hay cierto escepticismo. “lo negativo tiene que ver con el precio, frente a lo cual el gas pierde ante el carbón. No en el ámbito del consumo industrial, pero sí en la generación eléctrica, donde el carbón sigue siendo el ‘rey’ como combustible más económico; y no se proyecta que vayan a haber subidas rápidas del precio, porque está disperso en muchos países”, señala Hugh Rudnick, profesor titular del Departamento de Energía Eléctrica de la Pontificia Universidad Católica de Chile (PUC).
¿Cuál es el desafío? “Acceder a contratos de largo plazo, en lo ideal directamente al mercado americano, evitando intermediarios, y desarrollar infraestructura de recepción y regasificación con precios intervenidos”, complementa Rudolf Araneda.
Emplazamiento
Otro factor clave es la ubicación. Desde el 2009, año en que se inauguró el primer terminal de gas en Chile (GNL Quintero), recurrentes han sido los emplazamientos de Quintero (Región de Valparaíso) y Mejillones (Región de Antofagasta), no obstante, se anunció la construcción de un terminal flotante (FSRU en inglés) en la Región del Bíobio, comuna de Bulnes, perteneciente al Proyecto Octopus, que se espera generará cerca de 700 MW, y que contempla dos unidades de ciclo combinado con una inversión cercana a los US.300 millones.
La iniciativa está liderada por un consorcio chileno-norteamericano integrado por Andes Mining e Innergy, y por la norteamericana Cheniere Energy. Si bien la firma estadounidense ha mostrado su interés por expandir sus operaciones en Sudamérica, debido a las reservas de shale gas, “Cheniere no ha confirmado aún su participación en el Proyecto Octopus”, indica Andrew Ware.
Para Innergy, “mientras en el Norte Grande los proyectos de GNL están enfocados en la Gran Minería, en el caso de los proyectos del sur existen necesidades energéticas tanto para la generación eléctrica como para la industria de la zona. Teniendo en cuenta que la zona del Concepción Metropolitano se encuentra en una condición latente respecto al panorama de contaminación, la presencia de un combustible limpio se hace imperiosa para desplazar a otros más contaminantes, sin impactar aún más la productividad de la zona”, señala Misael Inostroza.
Asimismo, en la zona sur (Región del Bíobio) existen ventajas desde el punto de vista marítimo al tener la Bahía de Concepción una altísima disponibilidad durante el año. Además, “la infraestructura de gasoductos existentes permiten llegar a toda la industria regional e incluso abastecer a Argentina, al estar interconectados”, prosigue Inostroza.
En tanto, la “demanda de los proyectos mineros está situada en desarrollos en la parte alta de Mejillones o algo más al norte. Mientras que la demanda en el SIC está situada entre la Región Metropolitana y la Región de Atacama. Si se pretende construir un terminal en otras áreas, se debe resolver el tema de los ductos, en cambio, si se ubica cerca de zonas con gasoductos existentes, la conexión está resuelta. Eso explica por qué los primeros movimientos los vemos en lugares orientados a abastecer centrales existentes, que se quedaron sin gas cuando Argentina lo cortó”, puntualiza Rudolf Araneda.
“Para determinar la ubicación de un terminal se deben tomar en cuenta las necesidades energéticas de los clientes a quienes se abastecerá. En nuestro caso lo construimos en el Norte Grande porque queríamos solucionar la crisis energética originada por el corte de gas con Argentina y aprovechar la infraestructura energética que se había desarrollado para este combustible (1.500 MW aproximados) y que se encontraba operando con diésel cuando la demanda superaba la generación con carbón, situación que perjudicaba la operación y desarrollo del sector minero y eléctrico”, indican en GNL Mejillones.
Desde GNL Quintero señalan que “Quintero y Mejillones son zonas del país en donde se emplazan empresas que son importantes para la economía y justamente ese interés creciente por tener GNL es el que incentiva la inversión. En ese sentido, el proyecto GNL Quintero ha resultado exitoso, lo que nos impulsó a sumar nuestro Terminal de Carga de Camiones, que actualmente tiene una capacidad de entrega de 1.250 m³/dia de GNL a través de dos islas de carguío. Este año, ya cumplimos la carga del camión número 5 mil, lo que implica la consolidación de esta forma de distribución de GNL a diferentes puntos del país, que no están conectados a GNL Quintero a través de gasoductos”, detalla Alfonso Salinas, gerente de HSSE y Asuntos Corporativos de GNL Quintero.
En todo caso, “en Chile no son muchas las bahías que cuentan con las condiciones de seguridad que requieren instalaciones de este tipo, siendo las de Mejillones y Quintero, y alguna en la Región del Bío-Bío, las únicas donde podrían emplazarse nuevos terminales de regasificación. Es importante considerar que en el caso de la bahía de Quintero, la capacidad de construcción de nuevos proyectos está limitada desde un punto de vista físico y por razones ambientales”, detalla Carlos Cortés Simón.
Nuevo actor
Un eventual nuevo actor que podría aterrizar en Chile es Cheniere Energy, estadounidense que comenzó a operar como importador de GNL en 2008 a través del terminal de Sabine Pass (Louisiana), y que en la actualidad está desarrollando dos proyectos de exportación de GNL en la región del Golfo de México. “Este cambio a la exportación ha sido posible gracias a un enorme crecimiento en Estados Unidos del shale gas o gas de esquisto.
En el país del norte, alrededor del 60% de la producción de gas natural proviene del gas de esquisto. Este desarrollo se intensificó a mediados de 2000, dejando como consecuencia que la producción de Estados Unidos de gas natural haya crecido en un 27%”, sostiene Andrew Ware. A tanto ha llegado el boom, que se está impulsando la reconversión de los terminales de importación de gas a plantas exportadoras. Para eso, varias firmas están requiriendo autorizaciones para pasar de ser centros de regasificación a plantas de licuefacción. Una de ellas es Cheniere Energy.
“El primer proyecto de exportación de GNL se encuentra en el terminal Sabine Pass, cerca de la frontera con Texas”, prosigue Ware. Posee cuatro unidades independientes de licuefacción y se espera comiencen las ventas a fines de 2015. Cuenta con los permisos del DOE (Departamento de Energía) y la FERC (Comisión Federal de Regulación de Energía), siendo “el único proyecto de EEUU con permisos para exportar a los países con TLC (como Chile) y sin acuerdos de libre comercio”, destaca Ware.
Las futuras ventas se centrarán en el segundo proyecto, Corpus Christi, ubicado en el Golfo de México. “En la actualidad estamos en las primeras fases de comercialización de GNL para Corpus Christi, y nuestra intención es anunciar acuerdos comerciales en 2013, para luego iniciar operaciones y comenzar las ventas en 2017”, adelanta Andrew Ware.
Próximos desafíos
Chile tiene dos grandes opciones: “va a privilegiar el carbón, en contra de la opinión pública, o bien buscará una forma de obtener gas a precio competitivo”, indica Araneda.
Por otro lado, es un hecho que las ERNC tomarán un rol protagónico en la matriz energética mundial para los años venideros, pero tampoco la transición de combustibles fósiles a ERNC se realizará de un día para otro. Entonces, “una combinación gas con renovable permitiría generar grandes bloques parejos de energía, satisfaciendo toda la demanda a un costo competitivo con el carbón”, señala Rudolf Araneda.
Destacan también iniciativas como la de Colbún. “Un primer paso que queremos dar es que al menos los ciclos combinados de Nehuenco, que representan más del 10% de la demanda máxima del SIC, puedan operar con gas natural”, comenta Juan Eduardo Vásquez, gerente de la División de Negocios y Gestión de Energía de Colbún. Mejillones por su parte, “se encuentra iniciando un proceso de apertura para que sean los clientes (especialmente mineras) los que negocien y traigan el gas del proveedor que estimen conveniente”, indica el ejecutivo. La compañía dejará de vender gas en 2013 y dará los servicios de recepción, regasificación y almacenamiento. GNL Quintero inició un proceso de expansión de la capacidad de regasificación de su Terminal, con la instalación de un nuevo tren de vaporización, con el que aumentará en casi cinco millones de m³/día su capacidad de regasificación de GNL, alcanzado un total de aproximadamente 15 millones de m³/día.
Fuente / ELECTRICIDAD