El presidente ejecutivo de Asociación de Empresas de Gas Natural (AGN) aborda con ELECTRICIDAD los principales frentes en que se encuentra este combustible: desde las adecuaciones de la industria frente al impacto de la pandemia, pasando por el potencial que tiene para interactuar con energías renovables y el hidrógeno, hasta la discusión en torno al llamado gas inflexible en el mercado eléctrico local.
Son 19 años los que Carlos Cortés Simon Simón lleva como máximo representante de la Asociación de Empresas de Gas Natural, conduciendo a este gremio desde su nacimiento, lo que le ha significado ser partícipe de varios hitos históricos en el sector, como la consolidación de este recurso en la matriz energética nacional, así como la crisis producida por el cierre de los gasoductos desde Argentina, la construcción de los terminales gasíferos en la zona norte y centro del país y el actual proceso de transición que se vive en el sector, con el ingreso de nuevas tecnologías y la mirada puesta en la carbono neutralidad.
Y esta es justamente la etapa en la que se concentra el presidente ejecutivo de la Asociación en la conversación con ELECTRICIDAD, abordando aspectos como el impacto de la pandemia en el sector, el papel del gas natural como una fuente que se plantea como opción al uso de combustibles fósiles y del carbón, así como la complementariedad con las energías renovables en la generación eléctrica.
Además menciona otros relevantes aspectos del actual quehacer en el sector energético, como el aporte del gas natural en la producción y transporte del hidrógeno, junto a la discusión del gas inflexible en la operación del Sistema Eléctrico Nacional.
Transición
¿Qué lectura tiene AG N sobre la situación actual del gas natural en la matriz energética?
El gas natural (GN) será un elemento clave en una matriz energética que va evolucionando aceleradamente en reducción de emisiones. Como recurso, es el compañero ideal de las energías renovables variables (ERV), las que por su naturaleza intermitente requieren un complemento que asegure la continuidad del sistema, característica que brinda especialmente el GN. Así que, tal como ocurre en otras partes del mundo, el gas natural será el vértice de la transición energética de Chile, aportando con sus atributos para alcanzar una matriz carbono neutral, reduciendo emisiones anticipadamente, compensando o capturando sus propias emisiones y facilitando la entrada de soluciones renovables variables.
El estudio “El Rol del Gas Natural en la Transición Energética: Chile 2020-2050”, realizado por Klaus Schmidt-Hebbel y Quiroz & Asociados, nos ha permitido evaluar el panorama actual del GN y sus potencialidades hacia el futuro. Por ejemplo, el reemplazo de carbón por GN permitiría reducir en 50% las emisiones de CO2 por cada VWh de energía que genera el sistema. Con esta sustitución, el sector eléctrico en su conjunto contribuiría a resolver un 68% de la brecha que separa a Chile de la meta de emisiones a 2030. Con todos estos antecedentes, en AG N estamos enfocados en que Chile pueda aprovechar las ventajas de un recurso abundante, eficiente y seguro.
¿Cuáles han sido los principales impactos de la pandemia en la industria local del GN?
El suministro no se ha visto afectado por la crisis sanitaria, gracias a las medidas preventivas que adoptaron las empresas que participan en toda la cadena, ya sean de aprovisionamiento, transporte o distribución. Naturalmente, se han extremado los controles sanitarios en toda la cadena de suministro, lo que incluye la operación de los terminales de GNL, la logística de gasoductos y las cadenas de las empresas de distribución.
En cuanto a la demanda por GN, hemos visto una disminución especialmente en el sector comercial, en donde la pandemia ha generado un impacto notorio, dado el escenario recesivo en las principales economías del mundo.
En los últimos años se habla sobre la complementariedad del GN con las energías renovables, ¿se han podido materializar proyectos que combinen estas tecnologías?
Más que pensar en proyectos que combinen estas tecnologías, las centrales de ciclo combinado a GN son el complemento ideal para las ERV y un facilitador para su desarrollo. Ello, por- que exhiben tiempos de partida y toma de carga de forma muy acelerada, ventaja que permite compensar los momentos de baja producción de energía que proviene de fuentes variables. Algunas tecnologías de combustión de GN tienen un start-up de solo minutos
En 2020 sólo 17,6% de la generación eléctrica nacional fue en base a GN, porcentaje muy inferior a del promedio de los países de la OCDE, En estos, y en el mismo año, la participación del GN en la generación eléctrica superó el 25%. Si queremos avanzar hacia una descarbonización de la matriz, el GN es un gran aporte, en la medida que desplace la generación a carbón y diésel.
¿Qué posibilidad ve para que el GN participe en los proyectos de calefacción distrital?
El GN, en su calidad de combustible seguro y ambientalmente amigable, estará disponible en aquellas iniciativas de calefacción distrital en ciudades de la zona centro-sur del país, donde sabemos existe interés del gobierno en que se concreten proyectos en esta línea. En la medida que estos se desarrollen , nosotros estaremos listos para suministrar GN, así como en cualquier otra iniciativa que busque sustituir combustibles más contaminantes como es el caso de la leña.
¿El GN ha reemplazado el espacio que ha dejado el cierre de las centrales a carbón en el sistema eléctrico?
Como dije antes, el GN representa el vértice de la transición, ya que permite avanzar en el retiro de carbón y dar cumplimiento a las metas de reducción de Gases de Efecto Invernadero (GED. Hemos visto que las primeras centrales a carbón que han sido retiradas no han producido un efecto significativo en el sistema eléctrico. Por sus bajos niveles de eficiencia y despacho, su ausencia ha podido ser absorbida por los recursos existentes en el sistema sin un aumento relevante en el uso de GN. Por lo tanto, ese reemplazo aún no se manifiesta, pero en la medida que se concreten los siguientes retiros, esa situación cambiará.
¿Qué perspectivas tienen sobre el consumo industrial con GN, para el reemplazo de combustibles fósiles?
Para el sector industrial, vemos foco en la minería, la cual da cuenta del 35% de los GEI directos emitidos por el sector industria a nivel nacional. En el estudio citado anteriormente, se propone promover la adopción del GNL como combustible para los camiones de la minería del cobre. Esto permitiría reducir alrededor de un 30% las emisiones en comparación a un camión que opera en base a diésel.
También estamos de acuerdo con la propuesta de extender los estándares ambientales de la RV a otras regiones del país, para el uso de combustibles en procesos industriales. Esta medida permitiría reducir en un 60% las emisiones de SO2 y en 20% las de CO2, provenientes de calderas y hornos industriales en las regiones en que se implemente.
En la discusión sobre el hidrógeno, ¿cree que haya factibilidad de producir este recurso mediante GN en Chile (hidrógeno azul)?
El hidrógeno abre paso a posibles evoluciones para la industria del GN, partiendo de la base de la naturaleza común de ambos combustibles como vectores energéticos. Sin embargo, el hidrógeno puro presenta dificultades en su manipulación, transporte y almacenamiento, muy superiores a las del GN. Debido a eso existen algunas aplicaciones y partes de la infraestructura que podrían migrar, incluso progresivamente, de consumir o gestionar GN, a mezclas de éste con hidrógeno limpio o, en el extremo, a hidrógeno puro en el largo plazo.
La producción de hidrógeno a partir del GN, incluyendo la captura del carbono generado en dicho proceso, podría ser un mecanismo inicial no oneroso, para ir familiarizándose con este nuevo producto en distintas aplicaciones: vehículos, industrias, transporte, barcos, entre otros. Sin embargo, para Chile la perspectiva final es la de producir hidrógeno a partir de energía de fuentes renovables, aprovechando los recursos del país. El desafío que eso tiene es conseguir reducciones de costos relevantes que lo hagan competitivo, y acceder a tecnologías también competitivas para la manipulación y almacenamiento, lo que aún no está resuelto. Una de las maneras de resolverlo podría ser la conversión del hidrógeno verde a e-metano (en la práctica, metano, el componente esencial del GN), agregando átomos de carbono en un ciclo cerrado, neutralizando las emisiones y facilitando la manipulación, almacenamiento y utilización.
Con todo, vemos necesario resolver internamente temas normativos, técnicos y, particularmente, de seguridad, para incorporar el hidrógeno a la infraestructura ya existente, temas respecto a los cuales nuestra industria tiene mucho que aportar, dadas las similitudes entre ambos energéticos.
En los intercambios de gas con Argentina, ¿cree que hay un retroceso en el tema con las últimas decisiones del país vecino de concentrarse en el mercado interno?
El GN argentino es una fuente de abastecimiento complementaria al GNL que llega al país a través de los terminales de regasificación de GNL de Quintero y Mejillones. Así, la importación del gas argentino diversifica aún más nuestras opciones de abastecimiento. Ante esto, eventuales disminuciones en los envíos se encuentran dentro de lo previsto por las partes. Cada vez que la demanda interna lo requiera, Argentina puede suspender el suministro de GN, independientemente de que esto ocurra en verano o invierno. Atendido el comportamiento de la demanda interna en el país vecino, la probabilidad de caídas importantes en los envíos a Chile es mayor en invierno que en verano.
Si bien se ha visto una menor disponibilidad de gas trasandino, la regulación oficializada por el gobierno Argentino (Plan Gas) incluye un capítulo sobre la posibilidad de exportar cantidades de gas en firme durante el verano. Hoy se está a la espera de la regulación en detalle que permita ejecutar dichas exportaciones desde Argentina.
¿Cuál es la visión de AGN Chile sobre la discusión normativa sobre el gas inflexible?
La disyuntiva del gas inflexible nace por volúmenes de GNL que fueron considerados por los distintos cargadores y que, por diversas condiciones operativas sistémicas, no terminan siendo requeridos por el sistema en forma endógena. La razón de contratar dichos volúmenes era que, con la información disponible, esas cantidades serían requeridas. Sin embargo, al final no lo fueron o no fue posible su despacho, producto de una contingencia logística en la cadena de suministro del GNL. En un análisis ex-post, una cierta cantidad terminó siendo prescindible para el sistema, mientras que otra porción sí fue necesaria para la operación a mínimo costo o por criterios de seguridad para el sistema eléctrico.
Por ello, si se va a optar por un esquema de planificación central de cuotas máximas para el gas inflexible de cada empresa, resulta imprescindible que dichas proyecciones se cuiden de utilizar los supuestos que permitan asegurar el normal abastecimiento del sistema eléctrico, manteniendo la competencia entre los combustibles y sus fuentes, haciéndose cargo de los efectos ambientales de los mismos, buscando un efecto neutro respecto de las posiciones comerciales de las empresas y, por último, incentivando las mejoras que pudieran requerirse en los contratos de abastecimiento de GNL.
