El rol del gas natural en la transición energética: Chile 2020-2050. Felipe Givovich

Чтение книги онлайн.

СКАЧАТЬ avanzar más rápidamente en las metas de reducción de emisión de GEI, sin ingentes esfuerzos fiscales, como no sea sencillamente “esperar” a que la tecnología de almacenamiento de energía alcance costos competitivos? Este estudio responde a la pregunta afirmativamente. En efecto, según se mostrará a lo largo del documento, Chile puede lograr significativos avances en la reducción de sus emisiones de GEI, adicionales a las ya logradas, con mínimo o incluso sin costo fiscal, aún antes que la tecnología de almacenamiento de energía alcance costos competitivos. La clave radica en el rol que el Gas Natural (GN) puede jugar en este proceso.

      El Rol del Gas Natural

      Para entender la oportunidad que representa el gas natural en la transición energética, debe señalarse, como primer antecedente, que Chile tuvo un desarrollo de enorme relevancia en su sector de GN entre los años 1998 y 2004, periodo en el cual nuestro país tuvo acceso a gas a bajo costo proveniente de Argentina. Durante dichos años se construyeron 4 gasoductos, sumándose cerca de 3.744 MW de capacidad instalada al sistema de generación eléctrica, la que hoy da cuenta de un 15% del sistema eléctrico nacional (SEN)8. Asimismo, cubriendo ocho ciudades del país, se desplegó una red de 5.100 kms de transmisión de gas, susceptible de atender a los sectores residenciales e industriales de las referidas ciudades. Posteriormente, y con motivo de las restricciones en los envíos de gas argentino, se construyeron dos puertos gasíferos: el de Quintero (en operación desde 2009) y el de Mejillones (desde 2010), con capacidades de regasificación de 15 y 5,5 millones de m³ al día, respectivamente, lo que ha permitido acceder al mercado internacional del Gas Natural Licuado (GNL), aunque el despacho de las centrales eléctricas a gas disminuyó significativamente porque sus costos variables comenzaron a superar sistemáticamente a los del carbón. También, aunque a menor ritmo, se continuó expandiendo la red de distribución de gas, la que hoy se estima alcanza unos 8.853 kms. Además, se han construido 16 centrales de generación en base a GN. Con todo, las inversiones existentes dan cuenta de unos US$12.000 millones en costo hundido9.

      Como segundo antecedente, debe consignarse lo ocurrido en el último tiempo en el mercado internacional del GNL, que indica que el GN volverá a ser competitivo como fuente de generación de energía eléctrica, al menos en lo que a costo variable se refiere, y probablemente recuperará también su competitividad en otros usos.

      En efecto, a partir de la masificación en la extracción del gas de esquisto o shale gas, el mercado del GN ha experimentado un ciclo de expansión global, permitiendo que el combustible mejore radicalmente su competitividad respecto a otras alternativas. Este ciclo comenzó con la explotación masiva en Estados Unidos a partir del año 2007, condición que permitió que dicho país pasara en 2017 de ser importador a exportador neto de GN10. En unos pocos años la oferta de Estados Unidos se multiplicó por 4, lo que generó una caída abrupta de los precios de su mercado interno. Ello indujo a reconvertir los puertos de regasificación, diseñados originalmente para la importación del combustible, a facilidades de licuefacción, lo que aumentó la oferta de GNL a nivel global.

      A partir del incremento en la oferta global de GNL, los mercados se han profundizado y han incorporado niveles crecientes de flexibilidad. Por otra parte, los contratos han acortado y flexibilizado sus términos, permitiendo que los clientes puedan optar por arreglos en mejores condiciones generales.

      Este cambio estructural en el mercado ha permitido que en el año 2020 el valor promedio del GN en Estados Unidos se encuentre incluso por debajo de los US$2,5 el millón de BTU (MMBTU) (mínimo en 4 años). En cuanto al precio observado en el resto de los mercados internacionales de importación, la información disponible da cuenta de una reducción sustancial con niveles de largo plazo a pesar de las volatilidades estacionales normales.

      Todo lo anterior hace prever que las condiciones externas son consistentes con una reducción acentuada en el precio de largo plazo del GNL internado a través de los puertos de Quintero y Mejillones. La importancia de esta reducción es de enorme significancia. A modo de referencia, si el precio del GN importado a través de Mejillones se ubica en el futuro en torno a los US$4/MMBTU, y se consideran costos de regasificación y transporte de US$1,5/MMBTU, entonces el precio del GN en una central de ciclo combinado podría permitir un costo variable de US$42/MWh, cifra que sería inferior al costo variable de una carbonera de mediana eficiencia como Cochrane (US$46/MWh).

      La perspectiva de menor precio internacional se acentúa aún más si se considera la oferta potencial del mercado argentino, particularmente la que se podría derivar de la explotación masiva de Vaca Muerta. Este yacimiento de shale oil y shale gas, está ubicado en la provincia de Neuquén en Argentina, con recursos estimados en 16 mil millones de barriles de petróleo y 308 billones de pies cúbicos de gas, lo que da cuenta de un 5% y 4% de las reservas mundiales estimadas, respectivamente11. Vaca Muerta inició su producción industrial hace apenas 4 años y ha permitido que Argentina vuelva a ser un exportador neto de energía.

      Aunque la actividad aún es incipiente, la producción en dicho país ha permitido el regreso del GN argentino a Chile, a partir del uso de la infraestructura instalada en los años 90. Hasta el momento, la oferta de GN se ha concentrado en los períodos de primavera y otoño (en que la demanda argentina es menor), permitiendo que el país tenga ventanas de oportunidad con precios incluso inferiores a US$4/MMBTU.

      Cabe señalar que esta expansión en la oferta de GN argentino difiere sustancialmente de la que existía a fines de la década de los 90. Actualmente, la oferta depende de la explotación de shale, recurso que, a diferencia de los yacimientos tradicionales de petróleo y gas, se encuentra sujeto a menores riesgos de exploración y explotación. Ello, porque en el caso del shale gas, los ciclos de inversión y rentabilidad son relativamente cortos, lo que reduce el riesgo regulatorio y de expropiación dada la más rápida y elástica contracción potencial de la oferta ante tributos o regulación expropiatoria. Si a ello se suma la masividad de los recursos involucrados (que superan en más de 100 veces la demanda anual argentina), se tiene que el escenario actual es mucho más favorable para generar una oferta sustentable y creíble en el tiempo.

      Finalmente, hoy, a diferencia de ayer, no es necesario hacer una apuesta por Argentina que involucre riesgos mayores. Los gasoductos, los puertos de regasificación, las plantas de generación en base a GN y las redes internas ya se encuentran desplegados. Ello permite hacer un uso de oportunidad del GN argentino, sin que ello represente un riesgo de largo plazo, porque se cuenta con los puertos de regasificación de Mejillones y Quintero, en caso de nuevos cortes de suministro trasandino. Asimismo, los mercados internacionales también se han hecho más profundos y hoy permiten condiciones de contratación más flexibles con proveedores de GN distintos a Argentina.

      Todo lo anterior indica que en el mediano plazo el precio de importación del GN se podría reducir sustancialmente, alcanzando valores en torno a US$5/MMBTU en el mercado local12, lo que tiene implicancias directas en la competitividad del GN con el carbón y el resto de los combustibles fósiles, modificando el orden de despacho en el sector eléctrico.

      Atendidos estos antecedentes, no debiera sorprender en absoluto el rol preponderante que puede jugar el GN en la transición energética. Chile ya tiene las inversiones hechas, son un “costo hundido”, por lo cual un uso más intensivo de GN no conlleva un gasto de capital (CAPEX) significativo. Es la conjunción de inversiones ya hechas con la baja estructural de precio del GN lo que permite, sin mayores costos fiscales, un rol clave para el GN en el proceso de transición13.

      Costo de Abatimiento. Una consecuencia directa de lo anterior es la extremadamente ventajosa relación costo de abatimiento que tiene el GN vis a vis otras opciones que tengan también similar objetivo de reducir la emisión de GEI en el periodo de transición energética. Por ejemplo, según nuestras estimaciones, a un precio de US$5,5/MMBTU podría ocurrir una sustitución muy relevante de despacho de centrales a carbón por centrales de ciclo combinado, las cuales emiten 50% menos de dióxido de carbono (CO₂), el GEI más relevante, que las primeras. Y ello podría ocurrir СКАЧАТЬ