Después de la hidroelectricidad las plantas a gas natural se han convertido en la segunda fuente de energía eléctrica en la región. Los elevados precios de este insumo y la incertidumbre con su suministro pone a estas plantas en una situación difícil en algunos mercados.

Las plantas térmicas a gas de ciclo combinado (CCGT, por sus siglas en inglés) han sido uno de los adelantos más significativos en la industria de la energía eléctrica. Estas plantas tienen la particularidad de aumentar la eficiencia en el uso del combustible-hasta en un 30 por ciento -ya que aprovechan el calor resultante de la quema de gas natural para convertirlo en vapor y mediante una turbina de vapor generar energía eléctrica adicional. Este calor que se recupera en las plantas CCGT es simplemente desechado en otro tipo de plantas.

De ahí que la mayoría de nuevos proyectos térmicos a gas natural que se ponen en marcha en la actualidad alrededor del mundo lo hacen en modo de ciclo combinado; no así en Latinoamérica donde muchos proyectos, especialmente en mercados pequeños, se inician con plantas de ciclo simple.

Además de las eficiencias, las plantas de ciclo combinado requieren inversiones superiores a las plantas de ciclo simple, y algunos proyectos inician sus operaciones en la modalidad de ciclo simple debido a sus menores costos, velocidad en su puesta en marcha y a la facilidad de ser apagadas y encendidas para servir momentos de demanda pico.

El problema del gas natural

Latinoamérica es curiosamente una región donde existen importantes reservas de gas natural. Sólo Venezuela cuenta con las segundas mayores reservas de este insumo en el continente por detrás de Estados Unidos y las primeras de Latinoamérica. Bolivia, por su parte, tiene las segundas reservas más importantes de la región y es un exportador de gran importancia para Brasil y Argentina.

Para Bolivia las exportaciones de petróleo y gas natural generaron 1,300 millones de dólares en 2005, la mitad del total de los ingresos del país debido a las exportaciones. Brasil, que importa la mitad de sus necesidades de gas natural de este país, y Argentina son sus principales clientes para la compra de este insumo. Curiosamente, y aunque el precio del gas natural y el petróleo está por las nubes en los mercados internacionales, Bolivia es el país más pobre de Latinoamérica.

Qué pasa con las plantas térmicas a gas

Las restricciones de gas han sido más severas para unos países que para otros y los precios han afectado de manera diferente a los diferentes mercados. Por el momento, Chile sigue siendo el país más afectado por las restricciones de gas natural, las cuales podrían incrementar si Bolivia y Argentina no llegan a un acuerdo en el precio de venta del gas natural en su renegociación.


Plantas a gas natural
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Chile cuenta con cuatro sistemas eléctricos, aunque más del noventa por ciento de la capacidad instalada del país está en el Sistema Interconectado Central (SIC) y el Sistema Interconectado Norte Grande (SING). El primero es altamente dependientes en la hidroelectricidad y por ello el segundo enfatizó el uso del gas natural para diversificar. Curiosamente el SING, basado en gas natural, es un suplidor de energía a muchas industrias, las cuales están sufriendo las consecuencias de las restricciones. El temor es que los problemas con el gas afecten negativamente a la economía en general, de ahí que se estén buscando todo tipo de alternativas para importar gas natural al país. Entre ellas la construcción de una plataforma de gas natural licuado (LNG, por sus siglas en inglés) que debería estar operativa en 2008 o 2009, requerirá una inversión de unos 400 millones de dólares e importará gas natural desde África e Indonesia. Las dudas de este proyecto se centran en el precio final del gas, pues la idea es que esta central ofrezca hasta un 45 por ciento de las necesidades de gas natural del país y así poder reducir las importaciones y dependencia en el gas argentino.

En este país, donde la situación es más dramática, la soluciones están pasando por actualizar las plantas para poder utilizar otros combustibles alternativos. Estas actualizaciones son la mejor solución, dentro de lo malo, para muchas de las plantas. De no llevarse a cabo estas actualizaciones, la única alternativa disponible podría ser el cierre total de la central.

Sin embargo, estas actualizaciones tienen un impacto negativo en la competitividad de las plantas debido al uso de combustibles líquidos que en muchos casos son más caros y siempre menos eficientes. Además, estas actualizaciones inciden negativamente en los costos asociados con el mantenimiento de la planta.

Por lo general, las plantas tienen previstos unos ciclos de mantenimiento, los cuales deben ser restablecidos cuando se utilizan otros combustibles que no sean gas natural, pues estos combustibles inciden negativamente en la vida útil de los componentes de la planta. Otro inconveniente añadido es la necesidad de habilitar algún lugar donde almacenar los combustibles líquidos a utilizar en sustitución del gas natural.

Esta solución, aunque tal vez no es la más deseada-lo más deseado sería tener acceso a gas natural-se implementa para poder manejar contingencias puntuales y no como una sustitución permanente. La ventaja es que estas actualizaciones para quemar otro combustibles no requieren que la central esté fuera de servicio por un largo periodo de tiempo ya que se llevan a cabo durante alguna de las paradas por mantenimiento. Incluso empieza a apreciarse una tendencia por la cual los inversionistas solicitan que los nuevos proyectos estén preparados de salida para quemar otros combustibles como medida de prevención y así asegurar que la planta no dejará de funcionar por falta de combustible.

Plantas de ciclo simple y combinado en Latinoamérica

Las actualización o puesta en marcha de plantas de ciclo combinado está en estos momentos bastante parada a excepción de algunos proyectos en los mercados de mayor tamaño. México es uno de los mercados donde el gobierno y las empresas de origen español están persiguiendo incrementar la matriz energética a través de plantas térmicas a gas de ciclo combinado, a pesar de los elevados precios que el país enfrenta por el gas natural.

Iberdrola, por ejemplo, contará con 4.829 MW de capacidad instalada con ciclos combinados para 2007, cuando entre en operación las plantas Altamariva V durante este año con una capacidad de 1.121 MW y Tamazunchale con 1.135 MW de capacidad y que iniciará operaciones en 2007. En los últimos años Iberdrola ha puesto en marcha varios ciclos combinados en México: Monterrey con 1.037, Altamira IV con 1.036 y La Laguna con 500 MW.

La experiencia con plantas de ciclo combinado en Latinoamérica se puede considerar limitada excepto a mercados selectos como Argentina, Chile-además de México. De hecho, en Argentina está planeada la construcción de dos plantas de ciclo combinado de 800 MW cada una de ellas. Estas dos plantas son las respuesta para poder paliar una posible crisis de energía eléctrica en el país debido a las inexistentes inversiones en esta materia en los últimos años.

Perú, Venezuela, Colombia y Brasil son países donde las plantas de ciclo combinado podrían empezar a emerger. En el caso de Perú los yacimientos de Camisea pueden suponer un impulso para este tipo de plantas. Endesa cuenta con varias plantas térmicas a gas.

En el año 2004 Endesa anunció la puesta en marcha de la central Ventanilla con una capacidad de 300 MW con un ciclo simple. Esta central pasará a ser la primera de ciclo combinado en el país aumentando su capacidad hasta los 380 MW. Además, en este mercado se reconvirtió la planta Santa Rosa que funcionaba con diesel a gas natural aumentando la capacidad de la misma de 121 MW a 125 MW; ambas centrales se abastecerán con gas de Camisea.

En Venezuela y Colombia existen plantas térmicas de ciclo simple que podrían ser actualizadas a ciclo combinado sin excesivos costos de capital debido a que son equipos relativamente jóvenes. Estos mercados optaron por lanzar plantas de ciclo simple debido a que requieren una menor inversión inicial y sus costos de mantenimiento son inferiores debido a, entre otras cosas, a que los ciclos combinados consumen mucha agua que debe ser tratada. Además, los ciclos simples llevan un tiempo de construcción y puesta en marcha inferior por lo que han servido para cubrir necesidades muy específicas del momento en dichos mercados.

La tardanza en realizar la actualización a ciclo combinado es una de las barreras de llevar a cabo esta maniobra, pues el proceso puede durar de entre un año y año y medio, y se requiere que la planta esté completamente parada por un periodo de tres meses.

Aún así, en Venezuela hay plantas funcionando a ciclo combinado como la centrales Pedro Camejo, que también está acondicionada para usar gasoil, o la futura Termozulia I que se encuentra en fase de pruebas.

Las plantas de energía térmica a gas de ciclo combinado han sido adoptadas en muchos lugares del mundo debido a su eficiencia, sus bajas emisiones y la velocidad con la que se puede poner en marcha una de estas plantas. Sin embargo, en Latinoamérica, región que se podría considerar una candidata para este tipo de proyectos debido a sus necesidades y la disponibilidad de gas, este tipo de plantas, o la actualización de plantas a ciclo simple, se encuentran en “stand by”.

No ayuda a que exista una creciente incertidumbre con respecto a la disponibilidad y precios del gas natural. Hasta que la coyuntura actual no se estabilice, las importantes prestaciones de este tipo de plantas CCGT únicamente se darán de manera puntual en mercados de gran tamaño con importantes necesidades de energía eléctrica.