Innergy cree en pronta solución de contaminacion atmosférica
La convergencia de la oferta de gas natural desde los futuros terminales en las costas, la planta de Enap-Pemuco que mantendrá su flujo, las importaciones de Argentina y la maximización de la infraestructura, son la base sobre la que está apostando. Fuente: El Sur de Concepción, 11 de junio de 2017.
En el corto plazo la Región del Biobío podrá respirar aires más limpios; una necesidad que urge resolver y que por lo pronto tendrá un tratamiento paliativo, a través del Plan de Prevención y Descontaminación Atmosférica del Gran Concepción, cuyo anteproyecto se encuentra en proceso de consulta ciudadana, hasta el próximo 11 de julio.
Esta materia fue el centro de los debates en el seminario “Energías Limpias: Una mirada energética global para el desarrollo regional”, realizado este viernes en Concepción, organizado por la Fundación Gas Natural Fenosa y que contó con la participación de destacados expositores locales y nacionales, quienes debatieron sobre la importancia de ampliar la matriz energética regional, dando prioridad a opciones como el gas natural y la electricidad, tanto en el uso domiciliario, industrial y comercial.
La buena noticia
Una mirada optimista tras la jornada fue la de Patricia Palacios Mackay, gerente general de lnnergy, compañía distribuidora de gas natural para el sector industrial de Biobío.
“La buena noticia es que existen posibilidades que se abren y que nuevamente se está recreando la integración energética”, señaló en conversación con este medio.
De acuerdo con la ejecutiva están pasando muchas cosas que determinan que en nuestro mercado, en el brevísimo plazo, “podremos por fin romper con nuestro estigma de un solo proveedor un solo producto que tuvimos antes con Argentina y que hoy tenemos con el gas que viene desde Quintero y que si bien ha sido tremendamente provechoso para la Región es la única alternativa, y limitada, porque la planta de re-gasificación tiene una capacidad fija”.
Reafirma que lo que está ocurriendo permitirá a la zona tener distintas fuentes de suministro. “Vamos a tener gas natural argentino en una primera etapa en periodos estacionales, vamos a aprovechar los vaivenes del precio y del libre juego entre la oferta y la demanda en Argentina”.
Sus afirmaciones se sostienen en la presencia en la región de tres factores que están convergiendo para que Biobío enfrente una nueva etapa en el desarrollo
del mercado del gas natural.
Diversificación de fuentes
Esta convergencia de la oferta está representada los terminales en nuestras costas, en la planta de Pemuco de la Enap, en la conexión con Argentina y en la optimización y maximización de la infraestructura existente a ambos lados de la cordillera.
“Esa es la solución y ojalá a futuro la conexión de nuestro sistema gasífero con el de la zona central de Electrogas- Gasandes, porque así incorporaremos a la demanda a distintas localidades y nuevas regiones”, sostiene la ejecutiva .
Esta diversificación de las fuentes de suministro de gas natural va a redundar en una mayor competencia y en un beneficio directo a los consumidores desde el punto de vista de los precios y de la seguridad del suministro.
“Creo que estamos en un muy buen momento para enfrentar primero esta coyuntura de la necesidad de cumplir con el plan de descontaminación y, en segundo lugar, para enfrentar lo que tiene que ver cómo nosotros, como región, aumentamos nuestra competitividad desde la óptica de cómo lanzamos al mundo productos amigables con el medio ambiente y cómo cumplimos con el Acuerdo de París en orden a reducir los efectos de gases efecto invernadero”.
El consumo residencial e industrial en las 10 comunas del Gran Concepción representa cerca del 25% de la demanda potencial de los clientes conectados Gasoducto del Pacífico (GP), sin considerar los consumos de refinería. Pero con la infraestructura que hoy día existe, como es la planta de regasificación de la Enap y las avanzadas negociaciones con productores y autoridades argentinas, en las que ella participa, sumado a la capacidad de almacenaje del GP, pueden permitir abordar tranquilamente ese desafío urgente.
Infraestructura gasífera instalada
El gas natural es un negocio altamente demandante de infraestructura. A fines de la década de los 90 en nuestra región al igual que en el resto del país y al amparo de los tratados de integración económica con Argentina se hicieron fuertes inversiones en infraestructura 9asífera. Así se construyó el Gasoducto del Pacifico que en el lado argentino tiene 300 km y en el lado chileno, el ducto entre las ramas principales y los laterales de Innergy que van hacia las industrias tiene 500 km de extensión, con una capacidad de transporte desde el lado argentino hacia el chileno de unos 6 millones de m3 y hoy está siendo utilizado en un 10%, es decir, hay un 90%de capacidad ociosa en esa infraestructura.
Adicionalmente, en la misma época se construyeron redes de distribución en muchas comunas de Concepción, Chillán y Los Ángeles al tiempo que la mayoría de las industrias de la región hizo grandes esfuerzos por montar infraestructura que le permitiera conectarse al gasoducto y establecer sistemas de combustión dual para consumir gas natural. Eso ya está instalado.
Luego, en 2011 Enap invirtió en una planta satélite de regasificación (Pemuco) y que es hoy la única fuente de suministro de GNL que tenemos en la Región. Esta permitió conectar la infraestructura de Quintero a través de camiones cisterna que traen el gas en estado líquido, que se regasifica en esta planta y luego se inyecta al GP. Esta planta con una capacidad de 600m3/día es la que ha venido abasteciendo de gas no solo a la refinería, sino al sector residencial-comercial y a algunas industrias de la región.
Nuevos proyectos en marcha
La Región también puede contar con proyectos de infraestructura gasífera que están en avanzada etapa de tramitación en el Sistema de Evaluación Ambiental, destaca la ejecutiva Patricia Palacios y dice que de ellos, al menos uno (Terminal GNL Penco-Lirquén), tiene ya parte de su capacidad de regasificación vendida a la Central Termoeléctrica El Campesino, que a su vez ya tiene sus permisos y la energía vendida al sistema. “Debiéramos pensar por lo tanto, que es viable económicamente y esperar de ese proyecto tarifas razonables y estructuras contractuales flexibles en favor del
mercado.
A este se suma el Terminal de GNL Talcahuano, también en avanzada etapa de evaluación ambiental. Estos proyectos van a permitir traer gas desde el mundo a nuestra región, regasificar e inyectarlo a GP y poder disponer de él”.
Factor estratégico: reintegración energética
El tercer factor y quizá el más estratégico es la conexión de nuestro sistema de transporte de gas con la zona de Neuquén, donde existe un tremendo potencial de desarrollo de gas natural y del shale gas o gas no convencional, explica la gerente general de Innergy.
Explica que las autoridades argentinas están impulsando fuertemente el desarrollo de la zona de Vaca Muerta, al punto que ya hay acuerdo con los productores a los que el Estado les asegura subsidios, de manera de hacer rentables sus inversiones dentro de un tiempo. También, y eso tiene que ver con la particularidad de la demanda argentina y de la explotación del shale gas, es que tiene un peak muy pronunciado de consumo fuerte en invierno y en verano el consumo interno no es capaz de absorber toda la producción de gas de los yacimientos existentes, lo que hace bajar el precio.
Otro aspecto más técnico tiene que ver con la producción. En el caso de los yacimientos convencionales cuando se detiene o interrumpe la producción no hay problema, pero en los yacimientos no convencionales el ritmo de producción no se puede interrumpir porque la producción declina. Estas circunstancias están haciendo que la autoridad argentina revise su política de restricción a la exportación de gas, porque si se quiere incentivar el desarrollo de Vaca Muerta, que cuenta con reservas estimadas y potencial de 21 mil millones de m3 que listaría a Argentina como el tercer productor mundial después de China y Estados Unidos, tiene que dar a los productores las facilidades para salir en busca de mercados para sus productos. Los productores no van a invertir si se les asegura mercado solamente 4 meses del año, precisa Patricia Palacios.
Y en aquello, ya hay avances puesto que se han dictado normas que permiten la exportación temporal de gas y se anunció la eliminación de las restricciones a la exportación de excedentes, que es todo aquél gas que se pone a disposición en los yacimientos pero que el mercado interno no es capaz de absorber con su demanda.
Demanda, consumo y precios
El peak de consumo argentino es el invierno, de mayo a septiembre y es enorme al punto que un tercio de esa demanda debe suplirse con importaciones. Pero en los meses de verano (7 u 8 ) habrá una sobre oferta que tiene que encontrar sus mercados.
En Argentina hay un precio subsidiado que hoy es de unos US$7,5/millón de BTU. Argentina, explica Patricia Palacios, no va a permitir exportar bajo ese precio, pero ese precio subsidiado según un acuerdo de los productores de Neuquén bajaría paulatinamente US$50 centavos hasta pararse en US$6/millón de BTU. “Hoy en nuestra región el grueso de los clientes industriales está pagando unos US$8 por el fuel oil, que es el grueso del combustible alternativo, más costos de abatimiento de emisiones, impuesto verde y costos ambientales en general y debiera por tanto ser más competitivo”.