Por Jessica Marticorena
Proyectos por unos US$ 4.500 millones subirán su aporte del actual 23% al 30%, estiman el gobierno y expertos. Clave para sustituir al carbón será su precio.
“La era dorada del gas”. La frase se acuñó hace unos días en la conferencia mundial de la industria del gas natural, Gastech 2012, realizada en Londres, y fue el eslogan que utilizó el encuentro para explicar el rol que está teniendo este combustible en la matriz energética global, gracias a los descubrimientos de yacimientos no convencionales, como el shale gas. “Vemos que el GNL (gas natural licuado) tendrá un importante rol en la demanda futura. La industria, a través de constantes innovaciones, ha hecho que esté disponible de manera segura y barata comparado con otras fuentes”, dijo en la cita Frank Chapman, CEO de BG Group.
A nivel mundial, el uso de GNL está adquiriendo cada vez mayor relevancia. Según el último informe de la Agencia Internacional de Energía (AIE), la demanda por GNL crecerá a una tasa promedio de entre 1,7% y 2% hasta 2035. Hoy, el gas natural representa el 23% del consumo energético primario global y hacia 2035 será el 28%, según estima la AIE.
En Chile también está capturando la atención de las eléctricas para incorporarlo con más fuerza al parque generador y ser una alternativa al desarrollo a carbón, que hoy enfrenta rechazo de las comunidades locales, a diferencia del escenario mundial, donde está renovando su presencia.
El peso del GNL en la matriz eléctrica subirá del actual 23% al menos al 30% hacia fin de la década, estiman el gobierno y expertos. Clave para sustituir al carbón será el precio al que llegue el combustible, que incluso podría empinar su aporte a la generación al 40% en 10 años.
Mayor peso interno
A la fecha, en el país hay proyectos en desarrollo por cerca de US$ 4.500 millones que reimpulsarán el GNL en el parque generador. Se trata de iniciativas asociadas a nuevos terminales de regasificación, ampliaciones de los existentes, transformación de complejos termoeléctricos y construcción de nuevas centrales. “El gas natural está retomando el protagonismo que tuvo a inicios de 2000”, comenta Rudolf Araneda, gerente general de GasAtacama, la generadora del Norte Grande que controlan Endesa y Southern Cross. Comparten esa visión en GNL Mejillones, el terminal de GDF Suez y Codelco. “El gas natural tendrá un rol clave en la matriz energética de Chile. El fuerte desarrollo del shale gas, sumado a una tecnología más amigable con el medioambiente, dirigen al gas natural a tomar una posición muy importante en el escenario energético mundial y también del país”, destacan en la firma.
En el Ministerio de Energía explican que esta semana en el Sistema Eléctrico Central (SIC), que va de Taltal a Chiloé, el 23% de la energía despachada fue con GNL. En el Norte Grande (Sing) fue cercano al 10%. Ambas participaciones se mantendrían como promedio del año, prevén en la cartera. En 2011, el 21% de la energía generada en el SIC fue con GNL. “La posibilidad de incorporar mayor cantidad de GNL a la matriz es real, dado el cambio que se produjo en Estados Unidos con el descubrimiento de shale gas. Y eso sin duda es una oportunidad para Chile”, afirma Sergio del Campo, subsecretario de Energía. Contar con más gas natural tiene una ventaja fundamental para el país, asegura la autoridad: diversifica la matriz. “Además es un combustible limpio, sin la volatilidad que tiene el precio del petróleo, y hay reservas cuantiosas de gas no convencional”, indica.
Pero, advierte, hay un factor condicionante para que el gas natural eleve su participación en la matriz energética de manera significativa: que sea competitivo. “El problema de Chile no es el suministro de energía, sino que los altos costos de la electricidad”, señala el subsecretario.
En el país el gas que se recibe en los terminales de GNL de Quintero y Mejillones cuesta entre US$ 16 y US$ 18 por millón de BTU (unidad de medida). “A los precios actuales, el GNL no sustituye la competitividad del carbón, aunque sí la del diésel. Para que pueda desplazar al carbón y ser una tecnología de desarrollo del sistema y marcador de precios, tendría que llegar a menos de US$ 10 por millón de BTU, idealmente entre US$ 7 y US$ 8”, apunta Del Campo. Esta semana, explica, mientras en el SIC el costo marginal fue de US$ 119 por MWh, en el Sing alcanzó los US$ 66 MWh. “La diferencia de costos responde a la mayor generación con carbón que hay en el Norte Grande”, detalla.
A juicio del subsecretario, dos tendencias se pueden esperar en el mediano plazo: un aumento de la presencia del GNL en la matriz y una baja en los precios de la energía cuando se instale la nueva capacidad de GNL hoy en desarrollo. El proceso demorará, estima, cinco años, tiempo necesario para la concreción de las nuevas iniciativas a gas que sean capaces de desplazar el uso de diésel, principal factor que impulsa los precios al alza.
“El petróleo diésel es más caro que otras opciones y está marcando un precio al corto plazo. Esa situación debiera regularizarse con los nuevos proyectos de GNL”, sostiene Del Campo. Hacia 2017, estima, el peso del GNL en la matriz llegaría al 30%.
Ramón Galaz, gerente general de Valgesta, estima una relevancia mayor, aunque en un horizonte más largo de tiempo. “El GNL podría representar hasta el 40% de la generación dentro de 10 años, dependiendo del precio”, señala. Y entrega una proyección. “En los próximos cinco a 10 años son posibles de instalar entre 1.000 MW y 2.000 MW adicionales de nuevas plantas a GNL, con rangos de precio de entre US$ 10 y US$ 12”, pronostica.
El sistema (SIC-Sing) tiene una capacidad instalada de centrales que pueden operar con gas de 4.350 MW, que equivalen al 29% de la capacidad instalada del sistema en su conjunto, precisa María Isabel González, ex secretaria ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía. No obstante, agrega, “hay una subutilización de esa capacidad por falta de gas”. A medida que haya gas disponible y se amplíen las centrales de ciclo abierto que funcionan con gas y diésel, esto es, “cerrar” los ciclos para operar con gas, el aporte del GNL a la matriz puede subir al 30% o más hacia 2016 o 2017 ”, dice González.
Otro elemento influirá en su expansión. El país necesita duplicar su capacidad instalada en 10 años, por el aumento previsto de la demanda futura. Parte del crecimiento de la oferta vendrá por el GNL, anticipa. “El gas podría aportar cerca de un 20% de esa nueva oferta que se requerirá, unos 2.500 a 3.000 MW”, indica González.
En todo caso, para los expertos y la autoridad es claro que aunque baje el precio del GNL, como se espera, será imposible volver a los precios que hubo con el gas argentino previo a los cortes, con valores de US$ 2,5 por millón de BTU.
Más caro que el carbón
El mayor protagonismo del GNL tendrá costos, prevén los expertos. “Sin carbón la siguiente alternativa es el GNL. (Pero) Este desarrollo implicaría en el largo plazo tener que asumir un costo adicional de cerca de US$ 20 por cada megawatt hora generado”, asegura Hugh Rudnick, académico de la Universidad Católica. “El mayor uso de GNL significará un incremento de, al menos, 20% en el costo de generación”, complementa González. Menciona que mientras el costo de desarrollo del carbón se aproxima a US$ 100/MWh, el del GNL llega a US$ 120/MWh ,y el del petróleo, a US$ 200 MWh.
Clave para la mayor expansión del GNL será cómo evolucione el desarrollo de la hidroelectricidad, según Rudnick. “Hay unos 10.000 MW potenciales y de cómo se desarrolle esa energía dependerá también cuál será el aporte del gas”, sostiene. Si no se realizan los grandes proyectos planificados, la preponderancia del hidrocarburo sería de 35% hacia 2025, prevé Rudnick.
Los proyectos
Al menos siete son los planes que están desarrollando los privados y que podrían sumar unos 3.500 MW adicionales de GNL en la matriz.
GasAtacama lidera uno de ellos. La generadora trabaja en la instalación de un terminal flotante en Mejillones, que entrará en operación el cuarto trimestre de 2015, con una inversión de US$ 350 millones. “Hacia la segunda mitad de la década habrá un mercado de GNL tan competitivo como el carbón”, anticipa Rudolf Araneda, gerente general de GasAtacama. Agrega que traerán el gas a precios entre US$ 9 y US$ 12 por millón de BTU y“el carbón será sólo un 10% más barato”. El terminal tendrá una capacidad mínima de generación de 500 MW, pudiendo llegar hasta 2.000 MW, precisa.
En paralelo, Gener y Colbún se unieron para instalar un terminal de similares características en Quintero. El estudio ambiental sería ingresado en 2013. “Es deseable que pudiéramos tener el terminal operativo lo antes posible, dado que el país necesita urgente energía más competitiva. Pero ello dependerá de lo que demoren las tramitaciones de los permisos que se requieren”, señala Juan Eduardo Vásquez, gerente división negocios y gestión de energía de Colbún. La eléctrica impulsará nuevos desarrollos con GNL para diversificarse. “El primer paso es que al menos los ciclos combinados de Nehuenco, que son más del 10% de la demanda máxima del SIC, puedan operar con gas natural”, indica.
Para AES Gener crucial para la expansión del GNL es su precio, que prevé será un valor intermedio entre el carbón y el diésel. “Probablemente el gas natural será una importante fuente de energía en años secos”, señalan en la generadora.
Dos de las principales mineras del país también desarrollarán centrales en base a GNL. Codelco evalúa construir una planta en el norte, que tendría una capacidad de 250 MW (con posibilidad de llegar hasta 500 MW). La inversión aún no ha sido definida, pero sería de al menos US$ 300 millones. En tanto BHP, controlador de Escondida, reformulará el proyecto a carbón Kelar -US$ 800 millones, 500 MW de capacidad- para que opere con gas.
En mayo pasado, el gerente general de CAP, Jaime Charles, señaló que estudian instalar un terminal de GNL en el norte que debería operar en 2018. La decisión de inversión se tomaría en 2013. Endesa, por su parte, realiza estudios para convertir las centrales Taltal y Quintero de ciclo abierto a cerrado usando GNL. La inversión: unos US$ 500 millones.
En la VIII Región, en tanto, se instalará un terminal flotante del proyecto Octopus, con una inversión de unos US$ 2.000 millones para generar 1.100 MW. Esta iniciativa la lidera un consorcio chileno-norteamericano integrado por Andes Mining y Gasoducto Innergy, y por la norteamericana Cheniere Energy.
Adicionalmente, los terminales de GNL en operación también se encuentran ampliando su capacidad. Quintero -de BG, Enap, Endesa y Metrogas- invertirá US$ 30 millones en un nuevo estanque. En el caso del terminal de Mejillones, se está construyendo un estanque en tierra, que demandará US$ 200 millones. “Varias empresas han expresado su interés por utilizar nuestro terminal. Las grandes reservas de shale gas a nivel mundial van a generar un abastecimiento abundante, lo que llevará a precios competitivos y beneficiará a los países que han impulsado el desarrollo del gas natural y a los usuarios del terminal”, apuntan en GNL Mejillones.
Fuente:http://diario.latercera.com/2012/10/21/01/contenido/negocios/27-121133-9-gnl-seria-un-tercio-de-la-matriz-electrica-chilena-a-fines-de-la-decada.shtml
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