GNL, el candidato favorito para enfrentar la estrechez energética

EL Gas Natural Licuado (GNL) podría desestresar la estrechez energética que vivirá el país en la parte final de esta década. Ese es el análisis que diversos expertos han planteado en los últimos meses, a través de estudios sobre el abastecimiento futuro de la matriz energética en distintas instancias técnicas y académicas. Es también la alternativa de mediano y largo plazo que están analizando las candidatas a La Moneda Michelle Bachelet y Evelyn Matthei, y que formará parte de las propuestas que sus equipos presentarán a mediados de este mes, indican conocedores de los avances de los documentos. En el caso de la Nueva Mayoría, la labor está a cargo del ex ministro de Obras Públicas, Eduardo Bitrán; en el de la Alianza, del ex secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Sebastián Bernstein.

¿Por qué el GNL? La visión es similar en ambos comandos. "La necesidad de energía es tan grande, que no se puede partir de cero. Hay que asegurar el abastecimiento con los recursos disponibles que no generan conflictos, como es el gas natural", según un cercano al comando de Bachelet. En el grupo de trabajo de Matthei la visión es que "el GNL es una alternativa para el corto, mediano plazo y el largo plazo, porque es llegar y usar el mayor gas que existe".

Esencialmente el rechazo al desarrollo de centrales a carbón, que ha paralizado la puesta en marcha de Castilla (2.100 megawatts, MW) y Punta Alcalde (740 MW), unido al desistido proyecto Barrancones (540 MW), es lo que abre la puerta a que la matriz del Sistema Interconectado Central (SIC) -que abastece a más del 90% de la población del país y que se extiende desde Taltal hasta Chiloé- deba ser sustentada por GNL, combustible que es más caro que el carbón.

Se estima que el GNL que llegará a la zona central del país irá entre US$ 10 a US$ 12 por millón de BTU (unidades británicas y americanas), pero para que su valor sea competitivo con el carbón su precio debería estar entre US$ 6 y US$ 6,5 por millón de BTU, dice Francisco Aguirre, socio de Electroconsultores.

Sebastián Bernstein calcula, por su parte, que con el GNL los costos del sistema subirán en casi 30% comparado con el carbón, dado que en el desarrollo de hidroelectricidad con carbón llegan a US$ 95 por MWh, mientras que en el de hidroelectricidad con GNL, suben a US$ 125 por MWh.

Hoy en la zona central tres generadoras tienen centrales de ciclo combinado que utilizan gas natural y diésel (cuando falta el primer combustible). Se trata de Endesa, dueña de San Isidro 1 y 2, cuya capacidad total es de 756 MW, y de Taltal (244 MW). También están Colbún, con Nehuenco, complejo de tres unidades cuya capacidad llega a 874 MW. Además, Colbún tiene Candelaria, dos unidades que en total suman 270 MW. Finalmente, está AES Gener, con Nueva Renca, en Santiago, con 370 MW.

En la zona central, la planta de Quintero regasifica el GNL que llega en barcos para convertirlo en gas natural. El combustible lo trae a Chile la británica BG y sus clientes son Endesa, para sus centrales; Metrogas, para sus clientes residenciales e industriales; y Enap, para sus instalaciones.

DIAGNOSTICO

Chile enfrentará un déficit de energía mayor a los 1.000 MW hacia fines de la década. El escenario más complicado se dará a partir de 2016, ya que no existen nuevos proyectos iniciando su construcción. El académico de la Universidad Católica y director de la consultora Systep, Hugh Rudnick, planteó hace unas semanas en un seminario en el Centro de Estudios Públicos (CEP) que ese déficit llegará a los 1.243 MW y su visión es que el saldo probablemente será abastecido por GNL, diésel y energías renovables (ver infografía).

La ex secretaria ejecutiva de la CNE, Vivianne Blanlot, en esa misma ocasión cifró el déficit en 1.781 MW al fin de la década, ya que los aumentos de capacidad requeridos entre 2013 y 2020 son de 5.061 MW, mientras que los aumentos esperados llegarán a 3.280 MW. Frente a ello, planteó que hacia 2017 será necesario tomar varias medidas.

Una de ellas es reactivar los proyectos que están con sus resoluciones de calificación ambiental aprobados y gestionar aumentos en el acceso al GNL. Una segunda, es ampliar la capacidad de regasificación y cerrar los ciclos de algunas centrales de ciclo combinado, para utilizar el vapor de agua que sale de las chimeneas de las unidades. Con esto se puede elevar la capacidad de generación.

En promedio, una central de estas características que cierra su ciclo eleva en casi 40% su capacidad de generación, explica el gerente general de Valgesta, Ramón Galaz.

Por otra parte, otro conjunto de expertos -Sebastián Bernstein, Gabriel Bitrán, Alejandro Jadresic y Marcelo Tokman- elaboraron un informe para la Confederación de la Producción y el Comercio (CPC). En su diagnóstico, entregado en julio, señalaron que el escenario base establece que es necesario expandir la oferta en función de centrales de gas natural.

Esto se logra, exponen, asumiendo que las centrales Nueva Renca y las unidades 1 y 2 de Nehuenco (360 MW y 385 MW, respectivamente), que hoy no cuentan con GNL de forma permanente, puedan participar en el proceso de licitación de suministro que está ejecutando el gobierno, mediante contratos de largo plazo. El informe considera el cierre de los ciclos de las centrales Taltal y Candelaria. "El uso continuo de los ciclos combinados existentes permitiría movilizar 1.000 MW en centrales de base que operan con diésel y sólo en forma esporádica con GNL del mercado spot", sostiene el documento.

Aprovechar el vapor de las chimeneas de las centrales que consumen gas natural es una alternativa que hoy analizan los comandos de la Nueva Mayoría y de la Alianza. En el de Bachelet, eso sí, las estimaciones son más conservadoras: prevén un aumento de 300 MW con el cierre de los ciclos, contemplando que son tres plantas las que pueden aprovechar el vapor de las turbinas.

Para Rudnick el mejor escenario es el desarrollo del carbón con la hidroelectricidad. "Esto es asumiendo que se harán las centrales a carbón y que se hará parte de la energía de Aysén, incluyendo las centrales de Energía Austral. A esto se suman Neltume (490 MW) y Alto Maipo (530 MW) ", manifiesta.

Pero reconoce, asimismo, que hay un segundo escenario donde estas grandes centrales hidroeléctricas no se desarrollan y tampoco las carboneras. "Entonces, en unos cinco o en unos 10 años más, lo que vendría serían centrales a gas", indica el ejecutivo.