Kitabı oku: «El rol del gas natural en la transición energética: Chile 2020-2050»

Introducción

El Calentamiento Global

En las últimas décadas, la temperatura promedio mundial se ha incrementado de manera sostenida, hecho que se relaciona fuertemente con el aumento de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI). La relación causal de la segunda sobre la primera ha sido extensamente documentada en la literatura científica1. La dimensión actual del calentamiento global se estima en 1,1°C respecto a los registros históricos anteriores a la revolución industrial, de acuerdo a las predicciones más recientes del Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático (IPCC, por sus siglas en inglés). De continuar creciendo las emisiones de GEI al ritmo exhibido en los últimos 50 años, el incremento de temperatura de la tierra podría exceder los 1,5°C en 20302.

Se estima que un calentamiento global de entre 1,5ºC y 2°C generaría, entre otros efectos, incrementos en la temperatura media en la mayoría de las regiones y océanos, aumentos de frecuencia y magnitud en los eventos de calor extremo, aumento en el nivel del mar y mayor inestabilidad climática, con mayor probabilidad de eventos extremos con efectos adversos masivos sobre la población del mundo3. Se prevé que estos efectos serán aún mayores si el calentamiento global supera los 2°C, los que intensificarían la ya significativa pérdida de la biodiversidad del planeta, poniendo incluso en riesgo, eventualmente, la propia supervivencia de la especie humana4.

Acuerdos Internacionales y Metas

Dado que abordar este complejo problema supone la cooperación entre países, se han suscrito diversos compromisos internacionales que han tenido por objetivo contener el calentamiento global. El más importante de dichos compromisos es el Acuerdo de París (COP 21), del cual Chile fue uno de los 197 países signatarios. El acuerdo referido establece metas a largo plazo para limitar las emisiones de GEI y compromete a nuestro país, aunque de modo no vinculante y bajo ciertas condiciones, a lograr exigentes metas de reducción de GEI a largo plazo.

Energías Renovables No Convencionales (ERNC)

Los avances tecnológicos logrados por la generación eléctrica renovable no convencional, particularmente la eólica y solar, sugieren que las metas de reducción de GEI son factibles. En efecto, la generación fotovoltaica y eólica son actualmente las de menor costo total de largo plazo, lo que ha llevado a proyectos basados en estas tecnologías a adjudicarse licitaciones de suministro a precios sustancialmente inferiores a los que habrían permitido proyectos basados en energías convencionales.5 Durante los últimos años se han instalado en el mundo un total de 1.398 GW de generación en base a Energías Renovables No Convencionales (ERNC) y más de 7 millones de automóviles y buses eléctricos han comenzado a circular por las calles del mundo. Aunque la penetración de ambas tecnologías es aún incipiente (13% de la matriz de generación y sólo un 0,5% del parque automotriz), todos los antecedentes disponibles indican que se trata del inicio de un cambio tecnológico mayor que conducirá a matrices energéticas y sistemas de transporte eficientes y limpios en un plazo relativamente breve. Considerando el cambio climático y sus consecuencias para la vida y la economía mundial, continuar impulsando esta transformación resulta necesario y urgente.

Desafíos Pendientes: Intermitencia y Almacenamiento

No obstante lo anterior, estas tecnologías aún enfrentan barreras técnico-económicas para su expansión universal, a saber, su intermitencia y el elevado costo que representa en la actualidad el almacenamiento de energía. Ambos factores han impedido que la energía solar y eólica representen una alternativa económicamente viable para surtir necesidades estables (especialmente nocturnas), lo que en la práctica limita su participación en los sistemas eléctricos a la capacidad de respaldo que estos tienen, basada aún en energía convencional. Como resulta evidente, una solución competitiva para el almacenamiento de energía es la clave, toda vez que con ella se lograría superar la debilidad de la generación intermitente, propia de las ERNC como se conocen hoy.

El almacenamiento de energía también tiene repercusiones en el sector transporte. A pesar de que el desarrollo tecnológico y las escalas de producción han reducido el costo de las baterías, su precio es aún muy elevado para permitir su masificación. Por ello, el despliegue de la electromovilidad se encuentra actualmente acotado a nichos de lujo, flotas de transporte de pasajeros (especialmente taxis) y, aún muy incipientemente, al mercado del transporte público en buses.

Afortunadamente, sobre la madurez técnico-económica en el almacenamiento de energía, las posibles sendas de cambio tecnológico son amplias: no se trata de una apuesta por un único tipo de desarrollo. En el caso de la generación, las opciones van desde baterías y centrales hidroeléctricas reversibles hasta concentradores solares. En el caso de la electromovilidad, los desarrollos posibles comprenden distintos tipos de baterías de litio, además del desarrollo del mercado del hidrógeno.

En cuanto a fechas tentativas, se ha indicado que la electromovilidad podría alcanzar costos comparables con los que representan las alternativas tradicionales en algún punto hacia finales de la década actual. En el caso del almacenamiento de energía eléctrica que se distribuye en redes, la madurez técnico-económica sería posterior, en algún punto entre 2030 y 20406. Ambos desarrollos son fundamentales para el cumplimiento último de las metas de reducción de GEI antes referidas, toda vez que la adopción universal de ERNC en generación eléctrica así como la adopción universal en electromovilidad requiere de un salto competitivo en los costos de almacenamiento de energía en uno y otro caso.

Esta dinámica, que nos entrega un horizonte factible para el cambio definitivo de la matriz energética global, nos plantea entonces un período de transición que se podría extender por 10 o 20 años. Durante este tiempo se continuará desplegando la ERNC en generación así como la electromovilidad, debiendo coexistir sin embargo con las soluciones convencionales que hasta ahora predominan, mientras no se superen del todo los desafíos pendientes de intermitencia y de almacenamiento de energía a costos competitivos.

El Caso de Chile

Nuestro país, por sus condiciones naturales —entre las que se cuenta una de las radiaciones solares más altas del mundo—, así como por su apertura económica y su sistema de asignación de recursos basado en el mercado, destaca como uno de los países que con más éxito ha incorporado estas nuevas tecnologías. Así, en 2020, las ERNC representaron un 25,4% de la matriz de energía y un 22% de la generación, convirtiendo a Chile en uno de los países con mayor penetración de este tipo de tecnologías7. En el caso de la electromovilidad, aunque el rezago es mayor, resulta destacable la reciente introducción de más de 676 buses eléctricos en el Transantiago (actual RED), lo que constituye la mayor flota de buses eléctricos en Latinoamérica.

Así las cosas, Chile, en un grupo de países de avanzada en esta materia, está también en un proceso de modificación de su matriz de generación y transporte, sustituyendo paulatinamente a las fuentes tradicionales, responsables principales de las emisiones de GEI, por las ERNC. Como en el resto del mundo, sin embargo, la dinámica de esta transformación -cuán veloz o lenta sea- se verá influida por la velocidad del desarrollo del almacenamiento de energía a costos competitivos; hay relativa claridad en el equilibrio final, de aquí a 10-20 años más, pero es más incierto a qué velocidad ocurrirá la transición.

El Desafío de la Transición

Lo señalado plantea una pregunta: ¿Hay espacio para 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 sin costo fiscal, ya que las inversiones están hechas: el cambio en el despacho de las centrales ocurriría producto de la propia operación del sistema eléctrico que, correctamente, ordena los despachos según costo variable. Tenemos así un impacto de significancia que podría ocurrir sin costo alguno, y por lo mismo, sin efecto fiscal. Ello no es sinónimo de que no se requiera de determinadas políticas públicas para facilitar dicho cambio; en particular, será relevante, por ejemplo, que las normas de pago por servicios de respaldo no discriminen a favor de las centrales a carbón sobre las que operan sobre la base de GN. Con todo, en el documento se calculan ratios de costos de abatimiento bajo supuestos alternativos, de precios algo superiores a los US$5,5/MMBTU ya referidos. Ello, para eventuales efectos comparativos con otras opciones. Asimismo, en aquellos sectores donde podría no bastar la ventaja de precios por sí sola, se hace referencia a políticas específicas que podrían ser implementadas y, en caso de tener costos fiscales, se sugieren otras medidas fiscales compensatorias de modo de mantener fiscalmente neutras el conjunto de propuestas que se plantean.