El país vecino ha dado pasos clave para la explotación de gas en el sur del país. Proyectan poner en marcha una central eléctrica con el combustible.
Chile daría sorpresas en el mercado energético. El país ha dado pasos clave para su explotación de gas natural en la región de Magallanes (en el estrecho homónimo), registrando incipientes volúmenes del combustible, revirtiendo la tendencia que lo ubicada como no productor en la región.
Así lo expresó Javier Díaz, gerente, analista y consultor en energía de S&P Global Plats en el foro “Políticas y tendencias mundial que afectan al comercio energético de Sudamérica”, organizado hoy en Lima por la firma.
En junio pasado la Empresa Nacional de Petróleos de Chile firmó un contrato con la firma estadounidense ConocoPhillips para la explotación de gas no convencional en la cuenca, informó entonces la prensa chilena.
La estrategia marca así cambio de estrategia para el país vecino, importador neto del combustible hasta ahora, y uno de los más perjudicados tras la ampliación del canal de Panamá, debido a la reorientación de los flujos de gas hacia nuevos mercados, en un contexto de sobreoferta global, destacó.
En efecto, se espera que la demanda chilena de gas aumente una vez que entre en operación - se espera en 2019 - la Central Eléctrica El Campesino, que generaría 640 MW. El proyecto está en suspenso puesto que existen retrasos en la obtención de permisos ambientales de funcionamiento, informó. Esta situación, observó, no permite por ahora prever cuál será la demanda de gas del país vecino a futuro ni si habrá retrasos en las importaciones de gas hacia ese país.
En la misma presentación, Díaz observó el atractivo que generan estos países de la región.
En 2013 se alcanzaron niveles récord de importación de gas natural, usado para impulsar la generación eléctrica. En ese sentido, señaló que el combustible permitió paliar el impacto de la sequía registrada el año pasado. No obstante, se espera que el país carioca consolide su apuesta por las energías renovables en desmedro del gas.
Se ha observado un mayor uso de fuel oil en lugar de gas para las refinerías. Indicó que en el yacimiento de gas no convencional Vaca Muerta, el mayor de la región en reservas, se está extrayendo sobre todo tight gas y no shale gas. Pese a los recientes incentivos tributarios orientados a impulsar la producción del combustible, el reto del país es desarrollar infraestructura que permita transportarlo hacia las zonas de consumo, dijo.
Es el principal proveedor de gas de Brasil y Argentina, pero el sistema de incentivos implementados por el gobierno “aun no da los frutos esperados” y los empresarios productores advierten aún restricciones del 15% en su rentabilidad, explicó Díaz. Dijo que aunque exportan gas, la demanda doméstica tiende a seguir creciendo.
El Fenómeno del Niño afectó la producción de hidroenergía, lo que llevó al país a complementar la operación de las centrales con gas natural. También se usó fuel oil, carbón y diésel. Apuntó que pese a que los volúmenes de gas eran superiores de la demanda antes de 2015, lo que les permitió exportar a Venezuela, actualmente se observa una caída en la disponibilidad local del recurso. Ante ello, han optado por invertir en una planta de desgasificación en Cartagena que tomó su primera carga en noviembre de 2016.
El gobierno planea desarrollar una planta de desgasificación flotante para añadir gas natural al mix de generación y suplementarla con una planta de ciclo combinado de 500 MW. Cuando esta planta se empezó a desarrollar se preveía que en 2016 llegase a 900 MW y el resto sería complementada con Gas natural. Pero la capacidad instalada de energía renovable sobre todo eléctrico ha crecido a 1.500 MW, por lo que no hay necesidad de usar gas natural, lo que motiva la búsqueda de nuevos suscriptores al suministro como los gobiernos de Argentina y Brasil. Dijo que la empresa Shell también estaría interesada.
