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“Este año será tan complicado, si es que no más complicado, que el año pasado”, advierte el ministro de Energía de Chile, Marcelo Tokman. De hecho, el fantasma del racionamiento eléctrico, decretado por última vez hace una década, ha vuelto.

“Hemos tomado múltiples medidas para minimizar el riesgo de una falla del sistema”, asegura el ministro Tokman. Pero, con escasas lluvias o gas natural a la vista, es posible que el riesgo del racionamiento persiga al Gobierno y la industria por meses, y -con las elecciones a la vista- la energía aparece como un delicado tema político.

Las raíces de la actual crisis se remontan a hace más de un década cuando Chile comenzó a importar gas natural desde Argentina. Aparentemente abundante, barato y confiable, se convirtió en el combustible preferido para las nuevas centrales eléctricas.

Pero, en el 2004, Argentina comenzó a recortar las exportaciones de gas para dar prioridad a su propia demanda que se expandía rápidamente y así los inversionistas en Chile repentinamente se volvieron inseguros respecto de qué opción -gas, carbón o agua- tenía más sentido en términos económicos. Esta incertidumbre paralizó las inversiones, estancando la oferta incluso mientras la demanda seguía creciendo a una tasa del 6% al 7% anual.

Diversidad, seguridad y eficiencia se convirtieron en el lema de la nueva política energética de Chile a medida que comenzó a entender que los envíos de gas argentino estaban declinando de manera irreversible y que, en definitiva, se agotarían de una vez. Los planes para importar gas natural licuado (GNL) y nuevos incentivos para el desarrollo de energías renovables como granjas eólicas, abrieron nuevas posibilidades de suministro.

Además para fomentar la inversión se introdujo una nueva legislación, particularmente la denominada ley Corta II del 2005, que garantizó a las generadoras contratos de largo plazo regulados con las distribuidoras. Tradicionalmente las generadoras -encabezadas por la española Endesa, la estadounidense AES Gener y la chilena Colbún, además de las firmas emergentes como la australiana Pacific Hydro y la noruega SN Power- comenzaron a construir nuevas centrales eléctricas.

Sin embargo, el éxito de la legislación en estimular la inversión se vio matizado por la realidad. Una central eléctrica -sin importar qué ocupe para funcionar- tarda años en construirse. La necesidad de obtener permisos ambientales y de otro orden, junto con la fuerte demanda mundial por equipos y materiales implican que una central común puede tardar tres años o más para comenzar a operar.

Ésta es la brecha de suministro en la que se encuentra Chile hoy en día. “La Ley Corta II fue la señal clara que el sector eléctrico necesitaba, pero el cambio tomará tiempo”, señala Sergio del Campo, gerente general de Guacolda, generadora a carbón controlada por AES Gener y las empresas chilenas Copec e Inversiones Ultratierra.

 Arreglándoselas

De hecho, Chile apenas pasó el 2007. Argentina cortó prácticamente todo el gas y dejó un flujo mínimo que también se interrumpió en más de una ocasión durante los meses de invierno de mayor demanda. Esto generó la posibilidad sin precedentes del racionamiento -de gas más que de electricidad- para clientes residenciales en Santiago, al tiempo que la presión se incrementaba en forma sostenida sobre el sistema de electricidad.

Empeorando aún más las cosas, la escasez de lluvias seguida por un limitado deshielo primaveral impidieron que se rellenaran los grandes embalses hidroeléctricos que abastecen al Sistema Interconectado Central, conocido como SIC, en la zona centro y sur del país. En el Sistema Interconectado del Norte Grande -el SING- donde las empresas mineras corresponden al 90% del consumo, accidentes consecutivos registrados en agosto en dos centrales controladas por la francesa Suez fueron sucedidos por un terremoto que en noviembre causó aún más daños, principalmente a la central GasAtacama de 780MW. Las mineras redujeron voluntariamente su consumo.

Y, para las generadoras termoeléctricas de Chile, hubo otro problema: en ausencia de gas, tuvieron que cambiarse al menos eficiente y mucho más costoso diésel. Han podido mantener las operaciones, pero a un precio mucho mayor, que no todas ellas pueden absorber.

GasAtacama casi quebró el invierno pasado, hasta que el fondo chileno de inversión Southern Cross acordó adquirir el 50% de la empresa que había sido vendido por la eléctrica estadounidense CMS a Endesa, el otro dueño de GasAtacama. Y, tras un fallo adverso sobre sus contratos de suministro con un grupo local de distribución, aún no sale de sus problemas financieros.

El uso rutinario del diésel en centrales eléctricas diseñadas para operar a gas también aumenta los mantenimientos y las vuelve más vulnerables a accidentes. Eso es lo que ocurrió en diciembre cuando la central del SIC Nehuenco 1 de 368MW -propiedad de Colbún- fue inhabilitada por un incendio.

Sin embargo, para fines del año pasado, lo peor parecía haber pasado. En lo que respecta al suministro, las empresas habían instalado turbinas de emergencia a diésel para ayudar al sistema hasta que se terminaran las centrales más definitivas. Y, de manera más significativa, los altos precios habían reducido el crecimiento de la demanda eléctrica peak a un 4,2% en el 2007, una baja frente al promedio de un 6% a un 7% de los años anteriores.

En enero, el ex secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE) y actual consultor de Synex Sebastián Bernstein estimó una probabilidad de sólo el 5% de un déficit en el SIC durante los próximos dos años, menor a la probabilidad del 10% del 2007. Si bien aún es alta comparada con la probabilidad normal del 1% al 2%, la presión parece estar cediendo.

San Isidro vs. La Niña

Pero luego vinieron noticias serias: el 30 de enero, Colbún indicó que Nehuenco estaría sin operar no por un mes como había anticipado originalmente, sino que por cinco meses, con lo que el SIC de 9.130MW fue privado de un 4% de su capacidad instalada. En consecuencia, “la probabilidad de un déficit en el período comprendido entre marzo y mayo ahora es posible en un rango del 20% al 30%”, sostiene Bernstein.

Además, tras el seco invierno del 2007, Chile cuenta con mucha menos agua para el SIC a medida que se acerca a los meses de alta demanda de marzo, abril y mayo. La energía combinada almacenada en sus cuatro principales embalses hidroeléctricos - Rapel, Colbún, Laja y Ralco- sumaba un total de 3.346GWh a fines del 2007, lo que se compara con los 5.785GWh de fines del 2006.

Y el fenómeno climático conocido como La Niña apunta nuevamente a condiciones meteorológicas secas este invierno. De hecho, funcionarios de Gobierno recientemente han sugerido que Chile podría estar enfrentando su peor sequía en un siglo.

Sin embargo, aún si San Isidro -el santo al que se le responsabiliza de las lluvias- cumpliera su cometido de manera inesperada, el problema de la falta del gas todavía continuará. Un promedio de sólo 1,2m m3/día de gas argentino llegó a Chile en enero, lo que se compara con el promedio de 15,6m m3/día de enero del 2007, y con los al menos 22m m3/día previos a que Buenos Aires comenzara a recortar el suministro en el 2004. Esto significa que el costoso diésel seguirá prevaleciendo entre las generadoras térmicas.

Los consumidores de gas de Santiago, quienes se vieron amenazados por el racionamiento durante el pasado invierno con bajas temperaturas récord, tampoco tendrán mucho respiro este año. Una nueva planta de gas propano que está construyendo Metrogas, el distribuidor de gas natural, en la comunidad de Peñalolén en la ciudad, debía comenzar a operar en julio, entregando un 100% de respaldo en caso de un corte total del gas argentino. La empresa -con el respaldo del Gobierno- parece haber vencido una fuerte oposición de la comunidad y la mayor parte de las disputas judiciales, pero el cronograma aún deja a Santiago expuesto durante los meses fríos de mayo y junio.

El Gobierno no está asumiendo ningún riesgo, especialmente en lo que respecta a la electricidad. El ministro del Interior, Edmundo Pérez Yoma, tomó el mando en esta materia junto con el ministro Tokman el 7 de febrero para anunciar medidas destinadas a disminuir la demanda y reducir la presión sobre el sistema eléctrico. Lo primero fue un decreto “de racionamiento preventivo” que instruye a las distribuidoras a reducir el voltaje en hasta un 10%, medida que no debiera afectar a la mayoría de las máquinas y equipos.

“Las ampolletas no se encenderán tan brillantemente y las planchas no se calentarán tanto, pero algunos equipos especializados podrían verse afectados”, sostiene Cristián Hermansen, presidente del comité de energía de la Asociación de Ingenieros. El Gobierno sostiene que esta medida por sí sola podría reducir en hasta un 3% la demanda, mientras que la extensión del horario de verano en de tres semanas hasta el 29 de marzo aprovechará la luz natural para ahorrar otro 1,1%.

“De ninguna manera estamos anunciando un decreto que implique cortes de electricidad para las familias chilenas hoy”, sostuvo Pérez Yoma antes de anunciar el plan. “De hecho, esto está diseñado precisamente para evitar esa situación”.

Más anuncios surgieron después. El Gobierno eliminó la iluminación decorativa e instruyó a las oficinas públicas para que ahorren energía, con la meta de reducir el consumo del sector público en un 5%. El sector privado también se ha comprometido a hacer su aporte. El Gobierno está mejorando además la campaña de eficiencia energética y distribuyendo ampolletas de consumo eficiente para los hogares de menores recursos.

El Rey Carbón

Estas medidas podrían no ser suficientes. Si otra central fallase, Chile podría ver una reiteración de los cortes programados decretados durante la sequía de 1998-1999. No obstante, hay diferencias significativas.

Hace 10 años, Chile dependía más de la hidroelectricidad que hoy. De manera más importante, el esfuerzo del Gobierno por estimular la inversión y diversificar el suministro está comenzando a dar sus frutos.

Sólo este año, se instalarán poco más de 1.300MW de nueva capacidad, incluyendo 945MW de centrales permanentes y casi 400MW de turbinas de emergencia. Un ejemplo es la central de 155MW La Higuera, propiedad de Pacific Hydro y SN Power en el valle del Tinguiririca, cuyo inicio de operaciones está previsto para fines del 2008.

Otros 1.050MW se prevén para el 2009, lo que comprende 650MW de capacidad permanente y 400MW de turbinas. “Éstas son sólo las estimaciones más conservadoras”, señala el ministro Tokman, “y el margen de seguridad entre la capacidad instalada y el peak de demanda se está ampliando”.

“Nos encontramos en un período de estrechez, pero el marco regulatorio y económico está funcionando”, insiste. “Hay mucha inversión, lo que significa que en el 2010 y el 2011 estaremos en una mejor situación”.

Gran parte de esta nueva capacidad usará carbón que, en la actualidad, es más competitivo que la hidroelectricidad o el GNL. Entre las centrales a carbón que ya están en construcción figuran la tercera y cuarta unidad de Guacolda en Huasco. Cada una tendrá 152MW de capacidad, duplicando la actual capacidad de la instalación, y estarán operativas en septiembre del 2009 y junio o julio del 2010, respectivamente; mientras que la planta a carbón de 350MW Bocamina II, que Endesa tiene en Coronel, también entrará en operaciones en el 2010 según está previsto y Colbún está construyendo otra planta a carbón de 350MW en las cercanías.

Las centrales hidroeléctricas demoran más tiempo en entrar en funcionamiento y pueden verse enlodadas por controversias ambientales y sociales. Por ejemplo, SN Power suspendió recientemente estudios preliminares respecto de su proyecto Trayenko, una serie de centrales de pasada que suman un total de 500MW en Panguipulli, como consecuencia de la oposición de algunos grupos mapuches.

Asimismo, la inundación de tierras indígenas demoró por años a la central Ralco de 690MW, de Endesa y la empresa conjunta de Endesa y Colbún –HidroAysén-, en su desarrollo de cinco embalses por un total de 2.750MW en la escasamente poblada región de Aysén, en el extremo sur del país; y es aún más controversial debido principalmente a que 2.000km de líneas de transmisión atravesarían bosques nativos y fiordos para llegar al mercado de la zona central.

Actualmente, el GNL se encuentra en una desventaja frente al carbón principalmente porque sus contratos de largo plazo son más costosos y están sujetos a una mayor volatilidad de precios. La británica BG y sus socios Endesa, Metrogas y ENAP, la petrolera estatal, pretenden comenzar a importar GNL a través de la bahía de Quinteros en la zona central de Chile en junio del 2009, pero -aparte de dos nuevas centrales eléctricas a GNL- los 6,5m m3/día de suministro servirán como respaldo para las instalaciones existentes, incluyendo la central San Isidro II de Endesa, dos refinerías de ENAP y la red de distribución de Metrogas.

Alternativas de Más Largo Plazo

Sin embargo, el GNL podría contar con una ventaja de más largo plazo respecto del carbón, no sólo en términos medioambientales sino que también debido al potencial de expansión. “Sólo el carbón, no el GNL, aliviará la situación cerca del 2010”, sostiene Bernstein, “pero el GNL desempeñará un rol importante, porque será económico elevar la capacidad a 15-20m m3/día. Esto es estratégico para Chile”.

De hecho, el gerente general de GNL Quintero -Antonio Bacigalupo- afirma que los socios ya están en discusiones con BG para expandir los suministros de gas a 10m m3/día basados sólo en las necesidades de expansión de los actuales compradores.

Las fuentes renovables alternativas de energía -incluidas minicentrales hidráulicas, eólicas, geotérmicas, solares y otras- también se están desarrollando a medida que los precios de la energía suben. Se espera ampliamente que el Congreso, cuando vuelva a sesionar en marzo, apruebe un proyecto de ley que crea un mandato de energía renovable que estipula que el 5% de la electricidad que las generadoras venden a las distribuidoras debe provenir de fuentes renovables entre el 2010 y el 2014, cifra que se eleva al 10% para el 2024.

Con el fin de cumplir con el mandato, podrían negociarse créditos de energía renovable entre las generadoras. De hecho, generadoras como Guacolda ya han comenzado a contratar energía de pequeños proyectos renovables incluso antes de que el proyecto se convierta en ley.

El proyecto representa un impulso para empresas como Pacific Hydro que está evaluando la construcción de granjas eólicas en varios sitios, incluida la isla de Chiloé. Endesa, por su parte, colocó en diciembre la primera piedra de la granja eólica Canela de 18MW en la región de Coquimbo, y planea inaugurar en abril la minicentral hidráulica Ojos de Agua de 9MW. Asimismo, Colbún espera comenzar en el 2009 su minicentral hidráulica San Clemente de 6MW, ubicado en la región del Maule.

Sin embargo, no todos respaldan el proyecto. “El establecimiento arbitrario de metas impone una distorsión y hace que los consumidores paguen el precio”, señala Bernstein. El ejecutivo, defiende así una expansión del financiamiento directo del Gobierno - a través de la Corporación de Fomento de la Producción, CORFO-, respaldando desde los actuales estudios previos a las inversiones a la ejecución misma del proyecto.

Pero, de cualquier forma, es improbable que la energía renovable haga algo más que una pequeña mella en la matriz de suministro en el corto plazo. Y, a futuro, la energía nuclear parece inevitable para Chile, sólo si los ríos que pueden intervenirse para la hidroelectricidad y los sitios para nuevas centrales a carbón se agotan.

La presidenta Michelle Bachelet se comprometió a no avanzar en lo que respecta a las centrales nucleares durante su mandato, que concluye el 2010, pero creó un Grupo de Trabajo de Energía Nuclear, que publicó su informe en noviembre. Y hay en marcha muchos más análisis preparativos, con la participación de los Ministerios de Energía, Defensa, Relaciones Exteriores y Medio Ambiente además de la Comisión Chilena de Energía Nuclear (CCHEN).

No obstante, por ahora, lo que importa es cuán pronto las escurridizas lluvias comenzarán a caer y cuánto tiempo más pueden operar de manera constante las actuales centrales utilizando diésel. Y las dos cosas se reducen a la suerte.

Patricia Garip es editora regional para América Latin de Argus Media Group.