Instalaciones de GNL Quintero. Foto: Gentileza GNL Quintero.
Instalaciones de GNL Quintero. Foto: Gentileza GNL Quintero.

La futura realidad del GNL

Los actores de esta industria señalan a ELECTRICIDAD que la descarbonización que se pretende impulsar en la matriz local es una oportunidad para este combustible, siendo la flexibilidad un elemento clave para aumentar su participación en la transición energética que se vive a nivel mundial y en Chile.

Un escenario de adecuaciones espera en el futuro al Gas Natural Licuado (GNL) en la matriz energética nacional, en una realidad que se enmarca en el proceso de transición energética que se desarrolla a nivel internacional y en el mercado local, donde la descarbonización y la mayor participación de energías renovables variables tendrán una mayor preminencia, lo que plantea una oportunidad para este combustible.

Este es parte del análisis realizado para ELECTRICIDAD por parte de los actores de la industria del GNL en Chile, quienes coinciden en que la principal apuesta pasa por la flexibilidad en la operación de gas natural dentro del sistema eléctrico, tanto para reemplazar en el tiempo a la generación a carbón, como para complementarse con la generación solar y eólica.

Desde el punto de vista del consumo energético, los especialistas advierten un escenario de mayor competitividad para el gas natural en el mercado de distribución, especialmente frente a la electrificación de la matriz.

Generación

Según los datos de Generadoras de Chile, el gas natural aumentó su participación en la matriz local en 395 MW de capacidad instalada, pues actualmente cuenta con 4.875 MW versus los 4.480 MW que registró hace 12 meses atrás, manteniéndose como la tercera fuente energética con mayor potencia instalada en el país, detrás de la hidroelectricidad (6.736 MW) y el carbón (5.164 MW).

Carlos Cortés, director ejecutivo de la Asociación de Empresas de Gas Natural (AGN), señala las cifras de participación del combustible, de acuerdo a las últimas estadísticas disponibles del Balance Nacional de Energía de la CNE: “En la matriz el gas natural representa 14,8%, mientras que su participación en el sector industrial-minero llega al 11,4%; en el transporte es 0,2% y a nivel residencial se llega al 16,4%”.

En materia de inyección de energía al sistema eléctrico, el gas natural ha perdido terreno, considerando que en 2018 generó un total de 11.200 GWh anuales, representando una caída de 6,7% con respecto a lo generado en 2017, de acuerdo a los datos entregados por el Coordinador Eléctrico Nacional a ELECTRICIDAD.

Las estimaciones del organismo coordinador indican que este año la generación en GWh con tecnología solar fotovoltaica superará a la producción eléctrica de las centrales a gas natural, desde septiembre próximo.
Sin embargo, en la industria gasífera existe optimismo con respecto a las perspectivas futuras de la participación del combustible, pese a la presión que tiene con la generación solar y eólica. “Nuestro gran desafío es que se reconozca el papel fundamental de la flexibilidad del gas natural, pues con esto se refuerza la seguridad y continuidad del suministro de un sistema con creciente participación de energías renovables variables”, indica Carlos Cortés.

Descarbonización

Los trabajos iniciados desde el Ministerio de Energía junto al sector privado para avanzar en la descarbonización de la matriz, con el retiro gradual de las centrales a carbón, es una de las principales oportunidades que aprecian los actores de la industria para aumentar la presencia del gas natural en el sistema eléctrico.

Andrés Opazo, consultor de ENC Energy Consultants, señala que a futuro el gas natural cuenta con mejores expectativas que el carbón. “Si bien este es más barato que el gas natural, en el futuro, con la descarbonización y otros factores −como el aumento de los impuestos− ambos combustibles van a ir equiparándose en precio y probablemente el gas natural tomará una mayor relevancia de la que tiene hoy”.

Para la ministra de Energía, Susana Jiménez, “dadas las últimas iniciativas de avanzar hacia la descarbonización, más la masiva incorporación de energías renovables variables, se hace crítico contar con recursos que aporten con seguridad y flexibilidad al sistema. Por lo mismo, se podría ver que el recambio esperado de la generación eléctrica con carbón se daría por centrales que utilizan gas natural”.

Esto es refrendado por Carlos Cortés: “Estamos expectantes frente a los avances del plan de descarbonización de la matriz energética impulsado por el Gobierno a través de una mesa de trabajo público-privada, porque aquí vemos un gran espacio para el gas natural, siendo una oportunidad para que este recurso se posicione y cumpla un rol relevante como el mejor complemento de base para las fuentes renovables variables, de operación intermitente”.

Y es que, en opinión del representante de AGN, “las nuevas tecnologías de generación con gas natural ofrecen un arranque y una entrada muy rápidos, lo que permite compensar los momentos de baja producción eléctrica de las fuentes renovables, asegurando un suministro estable”.

Sesión de trabajo de la Mesa de Descarbonización. Foto: Gentileza Ministerio de Energía.

Sesión de trabajo de la Mesa de Descarbonización. Foto: Gentileza Ministerio de Energía.

Flexibilidad

Mauricio Olivares, director ejecutivo de Emoac Consulting Group, coincide en este punto, señalando que a futuro el gas natural, con los ciclos combinados, “será un actor fundamental para efectos de que la penetración solar sea la más adecuada y segura, porque son las únicas centrales que toman y dejan carga en tiempos muy rápidos y son parte permanente del despacho económico de carga, pues por precio siempre están cerca de la orden de mérito”.

A su juicio, las centrales a gas natural “son las llamadas a posibilitar el primer paso de la alta penetración solar, ya que en el futuro cercano las plantas de ciclo combinado también tendrán que competir con los sistemas de almacenamiento, cuando alcancen un nivel de madurez económica significante”.

Según Álvaro Ríos, socio Director de Gas Energy Latin America, la complementariedad del gas natural con las energías renovables también se ven reforzadas por las condiciones globales que actualmente tiene este recurso. “El GNL a nivel global está teniendo cambios muy significativos como contratos de más corto plazo, contratos más flexibles, más transacciones en el mercado spot y poco a poco desacoplándose del precio del petróleo en los distintos hubs globales”, asevera.

Pero los avances en flexibilidad para el gas natural en la operación del sistema eléctrico deben ir acompañados de cambios en el marco regulatorio, según sostiene Juan Eduardo Vásquez, gerente de Negocios y Gestión de Energía de Colbún.

“Se requiere de un diseño regulatorio que entregue las señales de precios adecuadas para que los actores de mercado inviertan en nuevas tecnologías que den una mayor flexibilidad a las centrales a gas natural existentes, ya que estas fueron diseñadas para operar en la base de la curva de oferta de manera continua (24 x 7) y no ciclando a causa de la variabilidad de las fuentes fotovoltaica y eólica”, asegura el ejecutivo, agregando que esta mayor flexibilidad plantea que los contratos de compra de dicho combustible “tendrán que adaptarse a esta nueva realidad”.

En esta línea, Juan Carlos Olmedo, presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional, menciona que la experiencia internacional, especialmente en Estados Unidos, “muestra las nuevas tendencias en el uso del gas en generación, que apuntan a una mayor flexibilidad y a menores mínimos técnicos”.

El ejecutivo señala que existen tecnologías emergentes, “como los motores a gas, que tienen la ventaja de tener mínimos técnicos nulos y rampas de partidas relativamente rápidas. No son motores pequeños, sino que son motores, de 10 o 20 MW, que se están instalando en Estados Unidos para la gestión de energía renovable variable, pero los inversionistas son autónomos en decidir qué tecnología usan”.

[VEA TAMBIÉN: Presente y futuro: El nuevo horizonte del GNL en Chile]

Distribución

El uso del gas natural en el mercado de la distribución nacional también tiene altas expectativas, según indica la autoridad y los especialistas del sector.

Para la ministra Susana Jiménez, el desarrollo de las plantas satelitales de regasificación a menor escala abrió la alternativa del gas natural a industrias localizadas en zonas rurales y en comunas sin red de gas, permitiendo el desarrollo de nuevas zonas de concesión con empresas distribuidoras, invirtiendo en nuevas redes de gas concesionadas”.

A juicio de Carlos Cortés, la reanudación de las exportaciones de gas natural argentino abre un espacio para el ingreso del recurso al mercado industrial y residencial, “particularmente en aquellas zonas que, contando con gasoductos que se conectan con Argentina y donde no existe un terminal de importación de GNL, como son las regiones del Biobío y Ñuble, requieren de energía limpia para los distintos tipos de consumidores, para reemplazar los combustibles contaminantes de amplio uso en la actualidad”.

Esto es compartido por Andrés Opazo, por cuanto el gas argentino “es una solución que también pueden tomar las industrias, pero con un análisis más fino, por lo que hay nichos en los cuales el impacto del gas argentino va a tomar relevancia. En el futuro, si esto se empieza a masificar y las reservas y disponibilidad en Argentina aumentan, se irá reemplazando la procedencia del GNL”.

El análisis del especialista de ENC Energy Consultants es que el gas proveniente del país vecino será un complemento al rol que tienen los terminales de regasificación de GNL que operan en Quintero y Mejillones.
“El terminal de GNL Quintero otorga el impacto de una seguridad de suministro que probablemente cualquier empresa necesitará para tener un negocio de largo plazo y estable”, explica Opazo.

“En el futuro el mercado residencial irá requiriendo una mayor demanda de los terminales gasíferos. El gas argentino será más competitivo en precio, pero no es más seguro que el de GNL Quintero, que otorga una seguridad de suministro fundamental”, añade el especialista.

Esto también es resaltado por Alfonso Salinas, gerente de Sostenibilidad de GNL Quintero: “Argentina exporta a Chile en la época estival, cuando genera excedentes, e importa desde Chile en los meses invernales. En ese sentido, es importante la presencia de terminales de GNL como el nuestro, ya que entrega seguridad energética a todo el sector”.
El ejecutivo menciona que las mayores oportunidades para este recurso están en reemplazar a la leña y el diésel en el mercado residencial, además del sector transporte, “donde vemos importantes desafíos, tanto en el sector privado como en el sistema público, tomando en cuenta las potencialidades del gas natural como una energía eficiente, disponible y más limpia que los actuales combustibles”.

Mauricio Olivares concluye que el futuro del gas de distribución tendrá su mayor desafío en el marco de la electrificación de los consumos, especialmente en el transporte, por lo que asegura que se “necesitará un poco de apertura del mercado para que haya más competencia y eso va a significar que se regule mejor el acceso a las redes de distribución y buscar una manera de que entren más actores, considerando la competencia actual del mercado eléctrico, que tiene precios más bajos, es más atractivo para los clientes libres consumir energía eléctrica para sus consumos internos respecto del combustible, además de que las empresas suministradoras ofrecen más productos y formas de financiamiento de nuevas tecnologías.

Conclusiones

  • La descarbonización y la flexibilidad son dos ejes que abren nuevas oportunidades para la participación del gas natural en la matriz energética, ya sea como reemplazo del carbón o como complemento de la energía solar y eólica.
  • Los especialistas señalan que para avanzar en la flexibilidad que otorgan las centrales de ciclo combinado es necesario tener señales regulatorias.
  • El crecimiento del gas natural en el mercado de la distribución se vería beneficiado por el ingreso del gas argentino, además de contar con el reto de enfrentar a futuro una mayor competencia con la electrificación del consumo.

Recuadro 1

El compás de los intercambios de gas con Argentina

Positivos son los resultados que muestra la ministra de Energía, Susana Jiménez, con los intercambios de gas con Argentina, destacando el avance “para asegurar contratos a firme para la importación de gas para gran parte del año, esto es, para los meses que van entre septiembre y abril”.

“Actualmente se tienen diversos contratos de importación vigentes de gas natural desde Argentina, por lo que se esperaría que las negociaciones se mantengan y durante el año continúe la buena experiencia que ha sido contar con la disponibilidad de gas natural de bajo costo para la operación en nuestro Sistema Eléctrico Nacional”, plantea.

Uno de los actores que ha aprovechado los intercambios es Colbún. Juan Eduardo Vásquez, gerente de Negocios y Gestión de Energía de la empresa generadora, señala que la principal ventaja de haber suscrito contratos para importar gas natural argentino “ha sido contar con una nueva opción costo-eficiente de suministro de combustible para nuestras centrales, bajo un esquema contractual que da la suficiente flexibilidad para concretar la importación de gas cuando las condiciones de mercado en Chile han permitido el despacho de dichas unidades y el mercado argentino ha contado con excedentes”.

Para Álvaro Ríos, socio Director de Gas Energy Latin America, el panorama en torno al gas natural de Sudamérica “viene con menores precios que el GNL importado fuera de la región y esto está siendo tomado en cuenta por usuarios y productores”.

“Las exportaciones de gas de Argentina a Chile continuarán en los próximos dos a tres años en los meses de verano únicamente y exportaciones de GNL de Chile a Argentina en la medida que las importaciones por el Atlántico no sean suficientes. Lo interesante es observar que las mismas se están dando bajo transacciones de mercado y bajo costo de oportunidad, que es la transición que se da en todo el Cono Sur. Lo importante sería que los gobiernos se alejen de pactar volúmenes, precios y condiciones y se limiten a establecer los paraguas para que los intercambios se den”, concluye el especialista.

Recuadro 2

Las proyecciones de Enap

Yasna Ross, gerenta de Gas y Energía de Enap, destaca a ELECTRICIDAD los resultados de la empresa en el terminal GNL Quintero, donde la capacidad de regasificación se ha incrementado hasta alcanzar los 15 millones de metros cúbicos por día (MMm3/día), “permitiendo satisfacer el 100% de la demanda de la zona central del país, y satisfacer parte de la demanda industrial de clientes no conectados al terminal vía camiones criogénicos que transportan el GNL entre las regiones de Coquimbo y de Los Lagos”.

“Hoy Enap continúa en una búsqueda permanente de nuevas oportunidades de negocio para el GNL, tanto como combustible de respaldo para la generación eléctrica, como combustible de transición en el mercado vehicular antes de la implementación a plenitud en Chile de la electromovilidad, así como también, en el mercado de transporte marítimo, acogiendo la nueva normativa internacional de menores emisiones de azufre, que regirá a contar de 2020”, afirma la ejecutiva.

Ross también resalta el acuerdo de uso del terminal de GNL Mejillones suscrito en julio del año pasado. “Con esta operación, nuestra empresa se hizo de una capacidad de regasificación de aproximadamente 54.000 toneladas de GNL por año, durante un periodo de 23 años, lo que le permitirá poder desarrollar el mercado industrial y minero no conectado a gasoductos en la zona norte de Chile, a través del suministro realizado con camiones criogénicos, buscando replicar el modelo de negocio de GNL Móvil que ha sido exitoso en la zona centro-sur del país”.
Por último, la gerenta de Gas y Energía menciona el acuerdo establecido con la empresa distribuidora Maco para operar el primer camión que usa GNL como combustible.

“Tras obtener el certificado de homologación del primer camión que utiliza GNL en Chile, este tipo de vehículos está en condiciones de comenzar a transitar por las carreteras del país. La iniciativa busca instalar al GNL como combustible para el mercado automotor, principalmente en el transporte de carga por carretera y en el transporte público. Para efectuar las pruebas, se eligió un camión de la marca china FAW, representada por Maco, que utiliza exclusivamente GNL para su funcionamiento”, sentencia Yasna Ross.

Recuadro 3

El gas natural como alternativa al reemplazo del carbón

La tecnología de gas natural es la principal alternativa para el reemplazo o la reconversión de las centrales a carbón que se retirarían de la matriz energética, en el marco del proceso de descarbonización que se pretende impulsar en el país, donde el Ministerio de Energía, junto con el sector privado, comparten una mesa de trabajo para definir un cronograma en esta materia.

La reconversión de las centrales fue uno de los temas abordados en esta instancia, donde en noviembre del año pasado se revisó el “Estudio de Alternativas Tecnológicas al retiro y/o reconversión de las unidades de carbón en Chile”, desarrollado por la consultora Inodú para el Ministerio de Energía, en que se mostraron las alternativas tecnológicas para un posible aprovechamiento de la infraestructura existente asociada a las unidades generadoras a carbón, y las experiencias relativas a ello que se han dado en otros países.

En el documento se mencionan las opciones que se podrían aplicar para que las centrales a carbón se reconviertan a gas natural:

  • Conversión total a gas natural: Se reemplaza los quemadores de carbón por quemadores duales. Según el estudio, el costo estimado de conversión oscilaría entre US$50 y US$231 por MW, identificando que este proceso aumentaría la flexibilidad, pues se mencionó un caso en Estados Unidos en que se disminuyeron los mínimos técnicos de la potencia máxima, tras la reconversión a gas.
  • Co-combustión de carbón y gas natural: Se reemplazan algunos quemadores por quemadores duales, usando el 10% del gas natural en operaciones de cargas altas, y en partidas y en operación a mínimo técnico. Tendría un costo de inversión de US$54 por MW, estimado sobre una unidad de 200 MW y excluyendo los sistemas de alimentación y distribución de gas natural.
  • Uso parcial de gas natural en operación a mínimo técnico y procesos de partida: Se señaló que el desafío es disminuir el mínimo técnico a valores bajo el 25-30% de la carga nominal, mediante la estabilidad de la llama, la operación de pulverizadores y el control de emisiones NOx. Se estimó un costo de inversión entre US$5 y US$10 por MW.
  • Reemplazo de unidad a carbón por motores a gas: Se estimó un costo de inversión inferior a US$1.300 por MW y un Costo Variable No Combustibles (CVNC) de US$5 a US$6 por MWh, con lo cual se potenciaría “la generación eléctrica flexible”.