Cortes de Gas Natural desde Argentina 2004-2010, Respuesta ante una Situación
Crítica
Introducción
En los últimos 5 años del siglo
XX, el país fue testigo de una verdadera guerra comercial por traer las
bondades del gas natural argentino. En menos de 5 años, se construyeron 2
gasoductos transcordilleranos en la zona norte – GasAtacama y NorAndino -, y
uno en la zona centro-sur – GasAndes (posteriormente Del Pacífico en la VIII
Región)-, además de múltiples centrales de ciclo combinado a base de gas
natural para generación eléctrica, y redes de distribución de gas natural para
consumo industrial y residencial.
La ampliación de la
infraestructura asociada continuó hasta el año 2004, cuando desde el vecino
país se comenzaron a restringir las entregas en forma progresiva, debiendo
tomarse acciones que aseguraran en primer lugar la seguridad de la población, y
luego el funcionamiento de un mercado de la energía regido por un conjunto de
reglas comerciales.
En las siguientes imágenes se
puede apreciar un mapa de los gasoductos en la actualidad (ver ref [2]), muy
similar al del año en cuestión:
Para enfrentar la situación ya
descrita, relativamente sorpresiva, aun cuando el año 2002 se había dado un
corte de algunas horas asociado a disputas laborales, la autoridad representada
por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, fijó un instructivo
obligando la coordinación entre los distintos agentes o “cargadores”.
Si bien hubo que asumir grandes
costos para enfrentar el desafío, debidos principalmente al mayor valor de los
combustibles alternativos o de reemplazo, y en forma complementaria se tomaron
medidas como la conversión de unidades de generación a diésel, construcción de
oleoductos para abastecer las unidades y la construcción de terminales GNL en
Quintero y Mejillones, la operación de los gasoductos y sistemas eléctricos
pudieron mantenerse en forma segura y continua. Queda abierta la pregunta en cuanto
a si la política pública implementada para abordar la crisis es replicable a
otros sectores que proveen recursos básicos a la población, y que presentan
escasez o deficiencias técnicas de suministro.
Algunas
cifras
Para dimensionar la magnitud de
la situación, veremos a continuación la situación que enfrentó el Sistema
Interconectado Central o SIC, sistema eléctrico que abarcaba las regiones Tercera
a Décima, entre Taltal y Chiloé, hasta noviembre de 2017 en que se interconecta
con el SING o Sistema Interconectado del Norte Grande.
La demanda de gas natural por
parte de estos sistemas, que fueron los principales impulsores de los
gasoductos es en general muy superior al resto de los clientes residenciales e
industriales. Tras la entrada en servicio de tres ciclos combinados y dos turbinas
a gas en Taltal, con una demanda diaria máxima de unos 6 MMm3
(millones de metros cúbicos), la entrada de otro ciclo combinado y varias
turbinas en ciclo abierto llevaron a la demanda máxima a valores cercanos a los
10 MMm3 hacia el año 2004.
Para entender lo anterior, lo
relevante es considerar las siguientes magnitudes y definiciones:
Metro Cúbico Estándar (m3std@9300): Unidad de volumen de
gas natural en condición estándar (a una presión de 1 Atmósfera y a una
temperatura de 288,15 °K), con un Poder Calorífico Superior (PCS) de 9.300 kcal/m3
Ciclo combinado: central generadora compuesta por turbinas a gas,
caldera recuperadora del calor de los gases de evacuación, y turbina a vapor. Las
turbinas se conectan a generadores eléctricos para producir energía eléctrica,
con eficiencia normalmente de 50% por sobre las turbinas a gas en ciclo abierto.
Rendimientos típicos: Los ciclos combinados instalados en Chile
consideran típicamente turbinas a gas de 120 o 240 MW, con turbinas a vapor de
120 MW. Con esto, el ciclo combinado consume diariamente 1,5 a 1,8 MMm3
cuando opera a plena capacidad, y una turbina en ciclo abierto consumo 0,7 a
0,9 MMm3/día.
Consumo de Carbón: Las centrales a carbón consumen del orden de 0,4
ton/MWh, lo que significa que para producir los mismos 370 MW por 24 horas, se
requieren 3550 toneladas que son quemadas en las calderas, sobre la base de
7000 kcal/kg (para carbones de peor poder calorífico la cantidad a quemar aumenta).
Los volúmenes consumidos por
central del SIC entre los años 1997 y 2012 se muestran en las siguientes tablas
extraídas de los anuarios, referencias [3] y [4]. A partir del 2009 se observa
la entrada del GNL o gas natural licuado, que para la zona centro se abastece
del terminal Quintero (las unidades de Taltal en cambio reciben el combustible
desde el terminal de Mejillones):
Nota: Los consumos de centrales de
gas natural utilizados en el ciclo combinado son medidos en m3 estándar, que
corresponden a condiciones estándares de presión y temperatura de gas natural
Estos valores se presentan según
media diaria para cada año. Se observa la sostenida disminución en las entregas
hasta llegar a la escasez casi absoluta, y a partir del año 2010 el aporte de
los terminales de GNL:
Resolución
Exenta 754 de 2004
Tal como señala en el
Considerando 1, la resolución se basa en la Resolución 265/2004 “dispone la
elaboración de un Programa de Racionalización de Exportaciones de Gas Natural y
del Uso de capacidad de Transporte” y Disposición 27/2004 “Programa de
Racionalización de Exportaciones de Gas Natural y del Uso de Capacidad de
Transporte, que tiene carácter transitorio y resulta de aplicación mientras la
inyección de gas natural por Cuenca sea inferior a determinadas demandas”,
ambas de la República Argentina.
Se conforman dos comités:
Comité Norte, integrado por:
Gas Atacama
Gasoducto
Norandino
Distrinor
Progas
CDEC-SING, en
representación de los generadores eléctricos
Comité Centro-Sur, integrado por:
Gas Andes
Electrogas
Metro Gas
Gas Valpo
Energas
CDEC-SIC, en
representación de los generadores eléctricos
Se establecen las siguientes
obligaciones para cada una de las empresas:
Establecer el volumen de gas natural requerido, para
el día siguiente, sin considerar las restricciones de exportaciones desde
Argentina.
Establecer el volumen de gas natural disponible para el
día siguiente, el que incluirá el gas natural asignado por los respectivos
proveedores en el extranjero y las transferencias de gas natural previamente
convenidas entre cargadores en territorio nacional.
Desagregar los requerimientos de
gas natural, indicando el volumen de gas natural para cada una de las
siguientes categorías:
Respecto de
los distribuidores y/o comercializadores de gas natural:
Clientes
residenciales, comerciales y centros hospitalarios.
Clientes generadores
eléctricos, desagregando en las siguientes categorías: generadores del sistema
eléctrico respectivo y generadores y/o distribuidores de sistemas aislados.
Clientes
industriales que no cuenten con sistemas de respaldos y clientes estaciones de
Gas Natural Comprimido (GNC);
Clientes
industriales que cuenten con sistemas de respaldo (quemadores duales,
quemadores intercambiables, equipos que utilizan otro combustible,
autoproducción de gas sustituto).
Respecto de
las centrales generadoras de electricidad que utilizan gas natural:
Volumen mínimo de
gas natural necesario para operar el sistema eléctrico respectivo sin
racionamiento eléctrico y en condición segura, conforme se señala en el
resuelvo Noveno de la presente resolución.
Volumen
resultante de restar el volumen señalado en la letra anterior al total
requerido para la generación eléctrica.
Proyectar de modo referencial los
requerimientos, disponibilidades y la necesidad de reasignaciones que resultaría de aplicar las prioridades
establecidas en la presente resolución para el máximo horizonte entre los
siguientes 10 días y lo que reste para completar el mes calendario en curso.
Establecer si se cumplen las
condiciones de abastecimiento de acuerdo a las prioridades para el siguiente
día. En caso que no se cumplan las condiciones, el afectado deberá convocar al
Comité.
Informar las inyecciones de gas
efectivamente realizadas en el día anterior por sus proveedores en Argentina en
el caso que sean importadores directos, desagregando por autorización de exportación
y por productor.
Toda la información deberá
enviarse diariamente a la Superintendencia y a la Comisión.
II. Las empresas transportistas de gas integrantes del Comité,
deberán establecer las nominaciones y asignaciones de gas de cada uno de sus clientes
para el día siguiente y las inyecciones y entregas de gas para cada cliente
efectivamente realizadas el día anterior, e informarlo diariamente a la
Superintendencia y a la Comisión.
III. En cada sesión, ordinaria o extraordinaria, y en función de la
información determinada de acuerdo a los puntos I y II precedentes, el Comité
deberá:
Emitir un
informe señalando los requerimientos, disponibilidades y reasignaciones que
resulten de aplicar las prioridades establecidas en la presente resolución,
tanto para el día siguiente como para el máximo horizonte entre los siguientes
10 días y lo que reste para completar el mes calendario en curso, remitiendo
copia a la Superintendencia y la Comisión.
Al día
siguiente de una sesión y en caso que se haya producido reasignación del gas
natural, emitir un informe acerca del
cumplimiento de las reasignaciones que se hubieren determinado, indicando
explícitamente las condiciones de cumplimiento por cada integrante.
Según la información determinada,
el Comité deberá verificar que el gas natural disponible para el día siguiente
por cada cargador distribuidor o comercializador de gas natural y por los
cargadores generadores eléctricos representados por el Director de Operaciones
respectivo, sea suficiente para cumplir los siguientes requerimientos mínimos en el orden de
prioridad que se indica:
I. El
abastecimiento de gas natural a los consumidores residenciales, comerciales y a
los centros hospitalarios, siempre que la distribuidora que los abastece no
disponga de respaldo útil y suficiente para ellos en condiciones técnicas y
operativas;
II. El
abastecimiento de gas natural mínimo a las centrales de generación eléctrica
que permita operar el respectivo sistema eléctrico sin racionamientos y en
condiciones seguras.
Si con el gas natural disponible
por cada cargador no es posible satisfacer los respectivos requerimientos
mínimos anteriores para el día siguiente, el Comité deberá efectuar las reasignaciones de gas natural que sean
estrictamente necesarias para que se cumplan los mencionados requerimientos,
siguiendo el orden de prioridades anteriormente definido.
Los cargadores estarán obligados a efectuar las reducciones que
procedan en sus volúmenes de gas natural a retirar y a implementar
inmediatamente la programación que haya resultado de las reasignaciones
decididas por el Comité y las transferencias entre generadores decididas por el
Director de Operación respectivo. Para estos efectos los cargadores deberán
realizar las acciones necesarias para restringir sus retiros de gas natural
cuando corresponda, incluyendo los correspondientes cortes a sus propios
consumos o los de sus clientes.
Las distribuidoras y
comercializadoras que cuenten con sistemas de respaldo útil (entendiéndose por
tal aquel respaldo posible de utilizar dada sus características técnicas y
operativas) y que al momento de establecerse reasignaciones en virtud de lo
dispuesto en el resuelvo tercero no estén en condiciones operativas, deberán realizar todas las acciones
necesarias para dejar operativos dichos sistemas en el menor tiempo posible,
atendiendo las restricciones técnicas y de seguridad que correspondan.
En todo caso y aunque no sean
necesarias las reasignaciones de gas natural del resuelvo tercero y/o
transferencias de gas natural entre generadores conforme al resuelvo noveno,
los cargadores deberán ajustar su demanda al gas natural disponible para cada
uno de ellos, implementando las reducciones de sus volúmenes de gas natural que
correspondan, de modo de no incurrir en desbalances en el sistema de transporte
que afecten el abastecimiento de los requerimientos mínimos de los demás
cargadores.
Las distribuidoras y
comercializadoras deberán siempre notificar a sus clientes las reducciones o
cortes en los volúmenes de gas natural a consumir, quienes deberán realizar
inmediatamente las acciones correspondientes para ajustar sus consumos.
Referencias:
[1]
|
RE 754/2004: https://www.leychile.cl/Navegar?idNorma=224249
|
[2]
|
Mapas: http://energiamaps.cne.cl/#
|
[3]
|
Anuario CDEC-SIC 2004: https://sic.coordinador.cl/wp-content/uploads/2014/01/anuario2004.pdf
|
[4]
|
Anuario CDEC-SIC 2013:
https://sic.coordinador.cl/wp-content/uploads/2013/04/anuario2013.pdf
|
