Introducción: Por Ing. Alberto H Calsiano
Ante una balanza energética negativa y creciente para nuestro país, fueron us$ 6.243 MM al año 2014, consecuencia de: las importaciones de combustibles en sus diversos tipos, Gas Boliviano, GNL, y líquidos alternativos; una lenta atenuación en la caída de nuestra producción de gas y petróleo, la caída en el precio internacional del barril de 100 a 45 us$/bbl, para luego rebotar a los 60 us$/bbl de hoy, - situación que ralentiza el robusto desarrollo de los recursos no convencionales -todo aquello que podamos realizar para mejorar la eficiencia en el uso de la energía debe ser seriamente considerado. Al slogan de nuestro Departamento de Incrementar la Oferta desde la Demanda, podemos agregar que la implementación del trabajo desarrollado por el Ing. F. Jeambeaut y su equipo, permitirá “Mejorar el Uso de la Infraestructura para Eficientizar la Oferta Energética”.
Exposición Ing. Favio Jeambaut
La idea fuerza es utilizar activos regionales, acción que puede darse sin necesidad de otra cosa, que la de tomar la decisión política. La propuesta esta respaldada en el amplio conocimiento sector energético que tiene el grupo, presente en gran parte de Sud América, destacando que la operación en el sector comenzó en nuestro país y fue creciendo al punto tal que hoy en la Región la potencia instalada asciende a 14.200 MW.
Para entrar en el tema, conceptualmente se hace una división del desarrollo de la historia de la interconexión Regional en tres grandes etapas (1990 – 2005 – Hoy). La primera se da en los inicios de los años 90 en donde la interconexión era incipiente, muy pobre, eran interconexiones eléctricas basadas en proyectos binacionales. Luego se pasa a una etapa en donde se evoluciona de un gasoducto con Bolivia e interconexiones eléctricas (IE) a múltiples gasoductos reforzándose las IE como por ej. con Brasil y aparecen todos los gasoductos (mostrados como flechas azules) con Uruguay, Chile.
Se evoluciona luego a la tercera etapa o etapa actual. Es interesante plantearse la pregunta de ¿cúal es la diferencia entre estas dos últimas?
En términos de interconexiones no hay diferencias, entonces ¿cúal es el nuevo factor? Las plantas de LNG. Estas plantas agregan un nuevo medio de interconexión dado que pasando de la 2 etapa a la 3, ahora se podría pensar que un país como Chile (que no es productor) puede ser proveedor de gas de los países limítrofes, eso es posible con esta 3 tapa mediante las plantas de LNG.
Una vez planteado el marco, lo que se hizo fue simular todos los escenarios hídricos pasados a través de toda la infraestructura existente, de ese modo se obtienen los escenarios (11 en total) en donde se verifica diferencia de valor, pudiéndose utilizar las instalaciones de infraestructura de modo tal que, por ej. se gasificara GNL en Chile para exportar Energía Eléctrica (EE) a Argentina, que es la forma más sencilla. Más adelante se mostrara una simulación, que a la vez se trata de hacer llegar a las autoridades, puesto que es algo que podría realizarse hoy, generando ahorro de divisas y a la vez tener mayor disponibilidad de potencia, como cuando se usa gas en lugar de liquido en los Ciclos Combinados (CC).
Dentro de los escenarios estudiados también se puede usar GNL para generar en Chile con capacidad ociosa (regasificación y transporte) y enviar esa energía a Brasil; eso se podría haber hecho a fines del año pasado. Otra es GNL en el norte Chileno para enviar EE a Argentina. Ídem en el centro de Chile. Todo ello no son combinaciones inventadas sino que es el resultado de escenarios que generan valor.
Los modelos empleados utilizan toda la infraestructura instalada y subutilizada. Supongamos que hay un costo marginal en Argentina de 350 us$/MWh y simultáneamente; está disponible una máquina (CT) eficiente detenida en el norte chileno, capacidad de regasificación sub utilizada en la planta de GNL, entonces genero los electrones en Chile los envió a Argentina y de ese modo desplazo a la energía más cara, sería algo así como un despacho interregional, se eliminan las fronteras.
- Se plantea que, según las reglas de juego en cada lado podría ocurrir que se aumente la productividad del capital en los países con energía hidráulica (Chile- Brasil) y se reduzca en los que tienen centrales térmicas o viceversa. Si se trabaja sobre los valores spot, sale beneficiado el que tiene más variabilidad en la producción hidro ¿Por qué? Porque dispone de la reserva parada del otro (CT). En cambio el que está en un país con preponderancia térmica, como Bolivia, Argentina y está contratado a largo plazo, cuando sobra agua y le va a ofrecer a las distribuidoras de ese país, la distribuidora le dice tengo un “take or pay” (ToP) y no puedo comprar, vaya a hablar con el generador, el que a la vez dice tengo otro ToP con el productor de gas.
Al final ocurre que el que está vertiendo agua, piensa en la opción entre verterla y/o venderla a 5us$/MWh al productor de gas y dejar que haga lo que quiera (inyectar gas lo revenda o no compre GNL). Tiene que haber libertad de contratación para que no haya perjuicios cruzados entre y los que tienen volatilidad hidro y reservas térmicas
Retomando la presentación reiterando que hay 11 escenarios que se han estudiado, se pregunta; ¿cuanto vale? Dependiendo del escenario hídrico de la región el valor bruto oscila entre 500 a 1500 us$MM/año.
Existe abundante infraestructura de interconexión entre los países, plantas; conversoras, regasificadoras, se fortalecen los sistemas, existen además buena base entre los convenios de asistencia entre países, si bien están desadaptados, existen y finalmente se requiere generar confianza entre gobiernos
- Se consulta si los marcos regulatorios actuales, existentes entre los países de la región permitirían avanzar en estas propuestas o es necesario realizar cambios profundos.
Chile, Bolivia y Brasil lo permiten. Argentina hasta que no se corrija el decreto reglamentario no lo podría hacer
La respuesta es que no sería necesario, al punto que el escenario 7 (GNL en Argentina para swap de gas a Uruguayana) se hizo durante el verano y fines del año pasado (2014). Petrobras derivó barcos metaneros que tenia comprados a Bahía Blanca y el gas lo inyectó en gasoductos argentinos para transportarlos hasta la central de Uruguayana, esto no es un escenario imaginario sino que es un hecho real.
Otro escenario que podría ocurrir de inmediato; Cuenca Norte, posibilidad de reemplazo de la importación de Gas Oil por gas
Respecto a abastecimiento de Bolivia, es difícil que pueda entregar más de lo convenido, tal vez podría entregar menos, muy raro que sea más. Se parte de que entrega 17 MMMCD. Luego de transportar dichos volúmenes queda capacidad ociosa en el TGN que permitirían mover un volumen adicional desde el norte hacia la zona centro CABA – GBA, esto no es una simulación, se chequeo con TGN. La transportista dice; existen 3 MMMCD endémicamente vacios en el gasoducto del Norte. Existe capacidad ociosa en la terminal de GNL del norte chileno diseñada para gasificar 5 MMMCD, tiene sin utilizar un máx. de 2,5 MMMCD.
El gasoducto que conecta el norte de Chile ha sido adecuado, incluyendo el sistema de medición. El Grupo ENGIE invirtió hace 3 o 4 años en la instalación de un sistema de medición para flujo inverso, porque pensó que podía prosperar la idea, al final no fue así, lo concreto es que el gasoducto esta subutilizado y en condiciones de ser utilizado para funcionar en ambas direcciones.
Particularmente durante el periodo invernal el sistema eléctrico Argentino consume grandes cantidades de Gas Oil importado. Todo lo dicho está respaldado con los análisis realizados. El compromiso de entrega es menor a la cantidad diaria nominal. Respecto a la capacidad de inyección de la cuenca norte, más allá del planificado gasoducto GNEA, TGN ha realizado pequeñas expansiones de 2 a 3 MMMCD, por lo que a además del incremento de la capacidad spot sub utilizada para el invierno de 2015, el transporte de 3 MMMCD son seguros todo el tiempo.
Durante 153 días de invierno sin necesidad de hacer ningún tipo de inversión, con la potencia del “send out” los 2 MMMCD pasan la cordillera sin necesidad de comprimir, a ello se debe sumar mayor eficiencia ( +10%) al funcionar los CC con gas, precio spot del LNG; 7,10 us$/MBTu, precio del Gas Oil 14 us$/MBTu. El tamaño de este negocio para este invierno es de 86 us$ MM dólares
Se menciona que la perdida de eficiencia al reemplazar el gas por el GO es del 15%, pero a ello hay que agregar que por deterioro del equipamiento es necesario reducir la frecuencia de mantenimiento por lo que hay más tiempo de parada de las máquinas. Motivo por el cual la utilización del combustible adecuado (de diseño) incrementa la disponibilidad real de potencia.
La ventaja de que el Gasoducto Norandino este tan sub utilizado es que se podría usar como “peaker” o sea, en lugar de pasar siempre 2 MMMCD, un día de mucho frio se podrían pasar 8 MMMCD y después recuperarlos.
Finalmente:
- Existe una abundante infraestructura de interconexión entre los países de la región.
- Pueden detectarse gran cantidad de escenarios donde la utilización de dicha infraestructura generaría grandes optimizaciones.
- Además de los beneficios económicos, se genera un fortalecimiento de los sub sistemas regionales.
- Existe una buena base con los convenios de asistencia entre países, la que debe continuar desarrollándose.
Se requiere desarrollar confianza entre gobiernos y privados involucrados, a través de mecanismos operativos, regulatorios, impositivos y aduaneros.
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