Desde el minuto en que el ministro de Energía, Máximo Pacheco, anunció que a fines de 2015 llegará a Chile el primer embarque de shale gas, catalogado por la autoridad como “una muy buena noticia para el país”, comenzaron a surgir dudas.
La principal interrogante apunta a que el precio del hidrocarburo no convencional no incidiría en bajar los precios de la electricidad, ni sería un combustible más competitivo que el carbón.
Dicha percepción se contrapone con un estudio encargado por el gobierno a la consultora Bentek Energy, que dice que los precios a los cuales llegará el GNL son competitivos, y que, además, lo es conseguirlo en el mercado norteamericano, estimando un valor en torno a US$ 11 por millón de BTU (unidad de energía que sirve para medir el gas).
Entonces ¿por qué los analistas proyectan altos los precios del shale gas? Francisco Aguirre, socio de Electroconsultores y consultor privado, dice que los costos anexos harían imposible que el hidrocarburo llegara a bajos precios a Chile. “Para ser competitivo, tendría que llegar a cifras cercanas a US$ 6 o US$ 7 el millón de BTU, como máximo. Sólo a ese valor puede ser competitivo con el carbón. El gas no puede llegar a US$ 6 o US$ 7 por millón de BTU porque sólo cuesta esa cifra la licuefacción, el transporte y la regasificación. Si a lo anterior le sumamos lo que cuesta en EE.UU., entre US$ 4 y US$ 5, de todas formas llegamos a los US$ 11”, detalla.
A estos valores los precios de la electricidad no bajarían, tal como lo argumenta el ex presidente de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Jorge Rodríguez Grossi: “Me parece que hay una esperanza, que esto (shale gas) lleve a una baja muy grande en el gas natural. En la medida que el GNL se mantenga en valores en Chile en torno a US$ 12 el millón de BTU no vamos a tener electricidad más barata”.
Pero hay voces que valoran la iniciativa de la autoridad.
“Lo que el gobierno está haciendo, y lo que señala la agenda de energía, es tratar de impulsar una participación mayor en la generación eléctrica a través del GNL” dijo, René Muga, gerente general de Generadoras A.G, y agregó que tendrá que evaluarse en su momento si es más barato o más caro en comparación con las otras tecnologías de generación.
ALTERNATIVA DE RESPALDO
Quienes dudan de una eventual baja en los precios aconsejan que el shale gas se mantenga sólo como una alternativa de respaldo dentro de la matriz energética. Así lo piensa Hugh Rudnick, académico de la U. Católica y director de Systep, quien además agrega que la demanda que por esquisto en Asia, principalmente en el Pacífico Sur y Japón, haría subir su precio. “No lo veo como combustible de desarrollo, salvo que estemos dispuestos a pagar más por la energía en desmedro de poder desarrollar generación hidroeléctrica o a carbón, que son las alternativas más económicas para Chile”, dijo.
La incertidumbre en los precios provocaría que esta energía no sea competitiva en sectores productivos como la minería, afirma el director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera), Carlos Finat. “(El shale gas) es bueno como energía de respaldo, pero no para abastecer proyectos y una economía que sea competitiva”. Además, cree que es urgente que se abra una discusión respecto a cuales son los precios esperados del gas en Chile, y el costo final que tendría para la matriz energética.
Más allá del precio, para Flavia Liberona, directora de la Fundación Terram, debe existir una mayor discusión respecto a los pros y contras que tendrá la importación del gas esquisto. En ese sentido plantea que si el gobierno quiere hacer una política energética participativa, “lo lógico sería que las discusiones sobre los beneficios, impactos sociales y medioambientales que genera el shale gas sean abiertas”, dijo.
La idea del gobierno de impulsar la construcción de un tercer terminal de regasificación de Gas Natural Licuado (GNL) en la zona centro sur del país, que se sumaría a las instalaciones de Quintero y Mejillones, estaría condicionada a lograr el incremento de la demanda por el hidrocarburo en la Región del Biobío, que es el centro de consumo más importante de dicho tramo.
La presidenta Michelle Bachelet anunció esta idea a mediados de mayo, en el marco lanzamiento de la Agenda de Energía, pero su concreción estaría en duda. ¿La Razón? Los consumos de gas en esa zona, tanto residenciales como industriales, no serían suficientes para justificar la instalación de una nueva planta.
Fuentes señalan que el tema está siendo analizado en la Empresa Nacional del Petróleo (Enap) que sería la llamada a impulsar esta iniciativa, ya que ahora dicha área es cubierta con holgura por la unidad satélite de regasificación que la estatal tiene en Pemuco, y a menos que se sumen nuevos consumos a firme -como sería la instalación de nuevas centrales termoeléctricas en base a gas u otros consumos industriales-, una inversión de esta magnitud no se justificaría.
Las opciones están abiertas, dicen al interior de la petrolera, y se analiza tanto instalar un terminal con un barco regasificador y un estanque en tierra, de unos 10.000 m3 de GNL de capacidad.
“Esto es parte de los proyectos que estamos analizando. Es importante contar con alguna forma de llegar con gas a la zona centro-sur”, dijo Marcelo Tokman, gerente general de Enap en mayo pasado.
Una tercera opción, que ya está en estudio y fase de ingeniería, sería realizar una nueva ampliación en la planta de la estatal ubicada en la comuna de Pemuco.
En este sentido, indican las fuentes, sólo una vez que estos estudios culminen sería posible determinar el tamaño de la expansión de la unidad y su costo, modalidad que estaría más en línea, dicen, con el potencial de crecimiento de la demanda estimado para la zona del Biobío.
Hoy esta unidad puede regasificar 600 mil/m3 al día de GNL, volumen que alcanzó hace sólo unos meses, pese a llevar varios años de operación, ya que el diseño inicial de esta unidad no consideró las condiciones climáticas de la región, con temperaturas menores a la zona central, especialmente en invierno, no permiten que esta opere a su total capacidad, pues una parte del proceso depende de la temperatura ambiente.
Para superar esta limitación Enap debió hacer inversiones adicionales, para instalar tres nuevos vaporizadores, los que entraron en operación a mediados de año.
Mayor demanda
El paso clave para darle viabilidad a un nuevo terminal de GNL será lograr un incremento en la demanda de gas en la zona, y ahí el rol que juega el proyecto impulsado por Bíobiogenera -ex Australis Power- es crítico.
Las fuentes señalan que las necesidades por gas natural de la central de ciclo combinado “El Campesino”, que contempla la instalación de dos unidades de generación 600 MW cada una en la comuna de Bulnes, permitiría crear la demanda necesaria que justifique la instalación de un nuevo terminal, el que también corre por parte de los impulsores de este proyecto.
En promedio, la demanda diaria de gas de una unidad de ciclo combinado de 350 MW es de unos 1,5 MM/m3.
El proyecto, que ha tenido la oposición de las comunidades y que incluye el terminal flotante de regasificación de GNL, fue reformulado por la empresa y en las próximas semanas ingresaría a evaluación ambiental. El principal cambio en las centrales es el uso de aire y no agua en el sistema de enfriamiento.
Hoy la inversión total de la iniciativa, donde Cheniere tiene el 50% de la propiedad de la planta de GNL y Electricité de France operará el complejo termoeléctrico, ronda los US$ 1.300 millones.
Central a gas en Ventanas sería parte de licitación eléctrica de 2016
Enap se hará cargo del trámite ambiental y operación quedaría en manos de privados. Participar en la licitación de su- ministro para clientes regulados que se lanzará el próximo año y se adjudicará en 2016, sería la finalidad del trabajo que Enap y Codelco están llevando a cabo paran adecuar el pro- yecto Energía Minera, ubicado en Ventanas. Fuentes de Enap señalan que hoy se están realizando los es- tudios para modificar el proyec- to carbonero y transformarlo en una central de ciclo combinado de 760 MW para que pueda participar de las licitaciones y así agregar oferta eficiente, lo que va en línea con la meta del gobierno de bajar en 25% los precios de los contratos para los clientes regulados en la próxima década. Enap será la encargada de llevar adelante el proyecto, realizando las modificaciones técnicas necesarias, y para luego someterlo al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental. En esta primera etapa, también se encargaría del trabajo con las comunidades y la gestión a nivel político con los alcaldes de Quintero y Puchuncaví, entre otros. Lograda la aprobación ambien- tal, el proyecto podría pasar a manos de un tercero para su construcción y operación, mientras que la estatal aportaría el gas para su funcionamiento. Una vez que se concrete la expansión en curso del terminal de GNL de Quintero, que elevará en 50% su capacidad de regasificación, Enap contará con 4,3 MMm3 diarios de gas, el que ya está comprometido para su propia operación y en contratos con terceros. Por esto la firma es uno de los princi- pales impulsores de una nueva ampliación, para la cual se realizará un open season antes de fin de año.
