¿Vuelve el reinado del gas? Nuevas obras duplicarían capacidad instalada

Nuevo escenario en el mercado de generación eléctrica. Fuente: Pulso 01 de junio 015.


Estatal ENAP, que tiene iniciativas en carpeta por casi 1.000 MW, es junto con la francesa EDF la que más está invirtiendo en esta fuente de generación. Para el Gobierno, el gas es clave pues permitirá viabilizar miles de MW en nueva capacidad instalada en base a Energías Renovables No Convencionales (ERNC). Pero la creciente oposición ciudadana a estas obras pone serios problemas para su desarrollo.

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. 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.

¿Qué ha pasado?
La serie de proyectos a gas que se están desarrollando permitirán allanar un crecimiento muy potente de la participación de este combustible en la matriz energética nacional.

¿Por qué ha pasado?
Tanto para el Gobierno como para las compañías, el gas es visto como un complemento ideal para las ERNC, que se están masificando velozmente en Chile dados los buenos precios de la energía.

¿Qué trabas existen?
Las centrales a gas también están enfrentando la oposición ciudadana, pese a que sus emisiones son ostensiblemente más bajas que las unidades a carbón.

En el Sistema Interconectado del Norte Grande el gas representó el 16% de la generación en abril.

Si bien hay sólo una central a gas en construcción, los proyectos suman casi 4.000 MW adicionales.

La dificultad para desarrollar proyectos a carbón es una de las razones del boom del gas para generación.

En la industria destacan que sólo las centrales a gas pueden ofrecer contratos de suministro continuo.

El costo marginal de las centrales que operan con gas natural, informado al CDECSIC, está en torno a los US$80 por MWh.

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