Abril, 2009

El Costo de las Energías Limpias

Por Por Julian Dowling
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En medio de la debacle de los mercados financieros, los menores precios en las cuentas de electricidad son una luz para los chilenos en estos días, pero las nuevas normas sobre emisiones para las centrales eléctricas y una legislación que exige usar un porcentaje de fuentes de energías no convencionales podrían volver a hacer subir los precios.

Al leer los titulares de los periódicos en los primeros meses del año pasado, uno podría haber pensado que Chile se dirigía a una época oscura. Se suponía que los racionamientos eléctricos y los apagones serían inminentes, pero las luces siguieron encendidas en parte porque las lluvias rellenaron los embalses empleados para la generación hidroeléctrica, pero también debido a que los chilenos aprendieron que ahorrar energía les podría ahorrar dinero.

En 2008, la demanda eléctrica se contrajo en un 0,5%, su primer descenso desde 1982. Y, en 2009, debiera mantenerse estable o crecer sólo levemente como resultado de las medidas de eficiencia energética y de la debilidad de la economía, prevé Sebastián Bernstein, socio director de Synex, empresa chilena de consultoría energética.

“Si podemos superar una crisis en la que (Argentina) recorta el 100% de nuestros suministros de gas, sin sufrir cortes de electricidad y dejando mientras tanto que los precios de la energía y los inversionistas arreglen el problema, significa que el sistema está trabajando como debe”, afirma Bernstein.

A excepción de la generación hidroeléctrica, Chile cuenta con limitados recursos energéticos y debe realizar importaciones para satisfacer sus necesidades. Y, dado que los precios se dispararon el año pasado, también se dispararon los precios de la electricidad en Chile debido a que las generadoras se vieron obligadas recurrir al diésel importado para reemplazar el gas natural argentino.

A un valor cercano a los US$ 0,12/kWh, los hogares chilenos pagan por la electricidad los precios más altos de América Latina, según un estudio de la consultora argentina Montamat & Asociados. Pero como los precios internacionales de los combustibles han caído, el costo marginal promedio de la generación eléctrica en Chile ha disminuido en cerca de un 66% desde el año pasado.

El momento para los menores precios de los combustibles no podría ser mejor. llegaron como un bienvenido respiro justo cuando Chile está tratando de concluir su transición hacia una nueva política energética basada en la diversidad, la seguridad y la eficiencia.

De cara a la crisis del gas de Argentina, el Gobierno y las empresas eléctricas se dieron cuenta de que diversificar las fuentes de energía era importante, pero al menos en el mediano plazo, la matriz energética del país se basaría en generación hidroeléctrica y termoeléctrica; las fuentes de energía con el menor costo disponibles en el país.

La nueva legislación, en particular la denominada Ley Corta II de 2005, que dio a las generadoras la seguridad de contratos regulados de largo plazo con las distribuidoras, condujeron a una serie de proyectos a carbón e hidráulicos, muchos de los cuales entrarán en operaciones entre el 2010 y el 2012. La generación a carbón del Sistema Interconectado Central, SIC, de Chile actualmente corresponde sólo al 15% de la capacidad instalada total. Sin embargo, este tipo de generación está lista para aumentar al 30% para fines del 2010 a medida que nuevos proyectos comienzan a operar.

“El carbón es seguro, confiable y competitivo (…) desde que comenzó la crisis del gas argentino, todas las grandes generadoras han invertido en nuevas plantas a carbón” señala Sergio del Campo, gerente general de Guacolda, generadora a carbón en la que AES Gener, filial de la estadounidense AES Corp, posee una participación del 50%.

Y el carbón, que está vinculado al precio del petróleo, se ha vuelto más barato en los últimos meses, y su precio ha caído de US$ 150 la tonelada en el 2008 a cerca de US$ 60 la tonelada en la actualidad. No obstante, hay cada vez más preocupación en Chile, tal como en otros países, sobre la contaminación que generan las centrales eléctricas a carbón y su contribución al calentamiento global.

Carbón en Combustión

Según los estándares internacionales, Chile no es un gran contaminante. Es responsable de un estimado de sólo el 0,3% de las emisiones globales de CO2 y sus emisiones per capita son menores que en la mayoría de los países desarrollados, pero esa medición subirá a medida que nuevos proyectos a carbón inicien sus operaciones.

Según un estudio publicado el año pasado por la Comisión Nacional de Energía (CNE), la construcción de centrales a carbón podría aumentar el total de emisiones de CO2 de Chile de 70 millones de toneladas al año a 300 millones de toneladas para el 2030. Eso las haría más altas que las de Europa en relación con el PIB, admite el informe.

Ese riesgo, junto con la preocupación sobre la contaminación del aire en Santiago y otras ciudades, está haciendo que la Comisión Nacional de Medio Ambiente (CONAMA) y la CNE analicen nuevos límites a las emisiones para las centrales termoeléctricas. “Esto pondrá un freno a los proyectos de carbón en Chile, de manera que tenemos que estar listos”, afirma Bernstein.

La CONAMA encargó un nuevo estudio y espera tomar una decisión en los próximos meses, pero las generadoras a carbón afirman que serán injustamente el objetivo de la propuesta legislación. “Las autoridades debieran definir las normas de emisiones para todas las industrias que contaminan, no sólo para las centrales termoeléctricas”, sostiene Del Campo de Guacolda.

Y cumplir con estándares estrictos podría resultar costoso. El costo que representa instalar nueva tecnología ambiental corresponde a un 20% del costo total que implica construir una nueva central a carbón -que es de casi US$ 2 millones por MW- y este costo se traspasará a los consumidores, advierte Del Campo.

Sin embargo, las generadoras a carbón también podrían enfrentar mayores costos. Las nuevas centrales a carbón se construyen con tecnologías que filtran las emisiones dañinas de manera que el costo puede traspasarse a los contratos de distribución, pero los nuevos estándares también podrían obligar a las generadoras a limpiar centrales a carbón más antiguas y contaminantes que están atrapadas en contratos de precios fijos.

Bernstein concuerda en que las autoridades debieran tener cuidado con la nueva normativa. “¿Por qué deberíamos tener normas más estrictas que China o Estados Unidos? Ya tenemos la energía más cara de toda América Latina”, argumenta.

Pero Chile también cuenta con hidroelectricidad y, si bien esta ya representa el 37% de la energía del país, sigue habiendo mucho potencial sin explotar. Ese es en particular el caso de la Región de Aysén, en el extremo sur del país, donde se están barajando una serie de importantes represas, incluido el proyecto Hidroaysén de 2.750MW propuesto por las generadoras Endesa y Colbún.

No obstante, también hay recursos hídricos a los que no se ha recurrido y que están más cerca de los principales centros de consumo eléctrico de la zona central de Chile, tales como la central La Confluencia que está construyendo la firma australiana Pacific Hydro junto con la noruega SN Power, y el proyecto Alto Maipo para el que AES Gener recientemente recibió la aprobación ambiental. Desarrollar estos proyectos, eso sí, podría resultar difícil.

Muchos de ellos se emplazan en áreas con comunidades indígenas o de gran belleza natural, lo que les hace más difícil obtener los permisos para su desarrollo. Y para las pequeñas centrales hidroeléctricas, el costo de las líneas de transmisión necesarias para conectarse a la red principal puede ser desalentadoramente alto.

Teniendo Gas

En junio, otra alternativa -el gas natural licuado (GNL)- comenzará a llegar en tanqueros al puerto de Quintero, en la zona central Chile. Un consorcio formado por la británica British Gas (BG), la generadora Endesa, la estatal ENAP y la distribuidora de gas Metrogas, está construyendo ahí un terminal de regasificación avaluado en US$ 1.100 millones -el primero de este tipo en América del Sur- y un segundo proyecto de GNL, que se está construyendo en Mejillones, en el norte de Chile, tiene previsto comenzar a recibir gas en 2010.

La planta de Quintero producirá 10 millones de metros cúbicos de gas por día, expandibles hasta 15 millones, y reemplazando tanto el diésel que es más contaminante en la generación eléctrica, y satisfaciendo la demanda de gas residencial de Santiago. “Lo que más le conviene a la seguridad energética de Chile es la diversidad de suministro (…). GNL es la respuesta a la crisis del gas de Argentina”, sostiene Gavin García, gerente de operaciones de GNL Chile, el consorcio a cargo de comprar el GNL de BG y venderlo a los consumidores en Chile.

Colbún y AES Gener, que en un principio decidieron no suscribir contratos de compra a largo plazo, también pueden comprar gas del terminal Quintero en el mercado spot si los precios del GNL se mantienen bajos, señala Bernstein. “En unos pocos meses más (cuando llegue el GNL) tendremos un sistema de energía más seguro que en Europa que depende del gas ruso (…). Europa tiene el mismo problema que tuvimos nosotros con el gas argentino, sólo que nosotros ya lo resolvimos”, destaca.

BG despachará GNL desde sus operaciones de producción de gas alrededor del mundo, que es más seguro que depender de un solo país. Más aún, se estima que la capacidad mundial de producción de GNL crecerá en un 30% hasta el 2010 y es posible que el gas siga siendo más barato que el diésel, sostiene García.

Pero el precio del GNL está vinculado al precio del gas Henry Hub, que varía diariamente, y el transporte debe planificarse con al menos un año de adelanto. Esto significa que a menos que los precios del GNL continúen cayendo, es poco probable que tengan una participación importante en la matriz energética de Chile.

Atacando a los Molinos de Viento

El Gobierno ha permitido en gran medida que el mercado determine la respuesta de los inversionistas a la crisis del gas argentino. Pero en 2008, con el fin de fomentar la inversión en energías renovables, introdujo una nueva legislación que exige a las generadoras asegurar que, para el 2024, al menos el 10% de la energía que vendan provendrá de energías renovables no convencionales (ERNC) tales como la eólica, la solar y la generada a partir de biomasa.

En la actualidad, Chile tiene 20MW de capacidad eólica instalada, lo que representa un magro 0,1% de su capacidad total, pero la legislación ha generado un auge de estudios por parte de desarrolladores de proyectos eólicos con más de 30 granjas eólicas propuestas en desarrollo en Chile, según Alex Von Pescatore, gerente de desarrollo de negocios de la consultora escocesa de energía eólica Natural Power. “La energía eólica no resolverá el problema energético de Chile por sí sola, pero es parte de la respuesta”, sostiene.

Pero aún se mantienen algunos obstáculos regulatorios para los proyectos eólicos, entre los que se incluyen la obtención de permisos sobre terrenos y la conexión a la red de transmisión, no obtante el futuro luce prometedor. “Las empresas no estarían invirtiendo en energía eólica sin esta ley”, comenta Pescatore.

Sin embargo, no todos concuerdan en que obligar a las generadoras a suministrar energía renovable es la mejor forma de diversificar la oferta de energía o de reducir las emisiones. La ley es “una forma muy ineficiente de ayudar al medio ambiente”, argumenta Alexander Galetovic, profesor de la Universidad de los Andes en Santiago.

Galetovic estima el costo total de cumplir con la legislación en US$ 4.000 millones -“suficiente para limpiar el aire de Santiago con algo de lo que quede”- y eso aumentará el valor de las cuentas de electricidad entre un 3% y un 4% en los próximos 15 años. El problema es que las turbinas eólicas sólo generan energía de manera estacional y en ciertos momentos del día y deben ser respaldadas con costosas plantas a diésel.

“Los únicos beneficiados serán los proveedores de turbinas eólicas”, dice Galetovic, “y los chilenos terminarán pagando más y nosotros no lograremos nada”.

Diversificar el suministro energético es importante, admite Del Campo. Sin embargo, los proyectos de energías renovables podrían debilitar al ya sobrecargado sistema de transmisión en particular en el norte, argumenta.

Una alternativa más eficiente sería un “impuesto generalizado al carbono” sobre todos los combustibles contaminantes, ya sea que se usen para generación eléctrica, transporte o cualquier otra industria, sugiere Galetovic. De hecho, los impuestos verdes son una idea que se ha debatido a nivel internacional como una alternativa al sistema de límites e intercambio de bonos de carbono.

“Nos oponemos”, afirma Del Campo, “porque sólo haría la energía menos competitiva y esto tiene que traspasarse a los precios”. En lugar de un impuesto, las generadoras a carbón podrían usar el dinero para invertir en tecnología ambiental “que beneficie a todos”, afirma.

En el largo plazo, en especial dados los problemas con el carbón, la energía nuclear también es una opción, pero requiere del consenso nacional. “Ni el Gobierno ni el sector privado invertirán US$ 5.000 millones en una central nuclear si no hay consenso”, indica Bernstein.

Pero eso es en el largo plazo. En el corto plazo, Chile necesita de una energía accesible para ser competitivo.

No obstante, cómo se genere esa energía también promete convertirse en un factor cada vez más importante para la competitividad internacional del país en un mundo que tiene cada vez más conciencia sobre el cambio climático. El truco consistirá en lograr el correcto -y más eficiente- equilibrio entre costo y limpieza.

Julian Dowling trabaja como periodista freelance y contribuye de manera regular a bUSiness CHILE.