ACTUALIDAD Energía 20/20 por Sebastián Rivas

Revista Qué Pasa, 26/05/2011http://www.quepasa.cl/articulo/actualidad/2011/05/1-5818-9-energia-2020.shtml
 
 
Con o sin HidroAysén, las energías renovables no convencionales surgen
hoy por primera vez como una opción competitiva en el mercado chileno.
Sólo para este año hay proyectos en proceso de aprobación que una vez
en marcha aportarían cerca de 1.000 MW al sistema. Las grandes mineras
ya están trabajando con ellas. Y el gobierno ha fijado una ambiciosa
meta: que sean el 20% de la matriz al 2020. Sin embargo, todavía
existen trabas para que den su gran golpe de corriente.
 
 
Chile está sentado sobre una mina de oro. O mejor aun: de una fuente
inagotable de energía. El movimiento de su tierra, con terremotos y
erupciones volcánicas periódicos, es el indicio de algo que se esconde
y que recién se comienza a descubrir. Así lo resume el subsecretario
de Energía, Sergio del Campo: "Según los expertos, Chile es el país
con el potencial geotérmico más relevante del mundo". Las estimaciones
más conservadoras hablan de 3.300 megawatts de capacidad de
generación. Casi 25% más de lo que tiene presupuestado generar
HidroAysén (2.750 megawatts).
 
Este ejemplo es sólo una muestra de una realidad que está a la vuelta
de la esquina. En las próximas dos décadas, las energías renovables no
convencionales (ERNC) debieran jugar un rol importante en el
desarrollo de Chile. Hoy apenas alcanzan el 3º% de la matriz
energética del país. Pero por ley, en 2024 deberán representar el 10%.
Sin embargo, el presidente Piñera en el pasado discurso del 21 de mayo
fue un paso más allá: propuso llegar al 20% del total en 2020.
 
No es un dato menor: en un país con escasas fuentes de combustibles
fósiles -como gas o petróleo-, tener energías que no dependan de
elementos importados para funcionar es un factor importante de
seguridad energética e, incluso, un tema estratégico. Así lo explicó a
mediados de esta semana el ministro de Defensa, Andrés Allamand:
"Chile tiene una objetiva vulnerabilidad energética que puede terminar
impactando en la seguridad del país. Más del 70% de los componentes
primarios para producir nuestra energía son de origen externo,
fundamentalmente petróleo, gas y carbón".
 
Hasta ahora, el problema central para el desarrollo de estas energías
ha sido su alto costo de instalación. Pero eso está en pleno proceso
de cambio. Hace dos semanas, la consultora Bloomberg New Energy
Finance presentó un informe sobre el panorama energético chileno de
cara a 2025. El estudio fue encargado por la National Resources
Defense Council (NRDC), la organización ecologista estadounidense
vinculada a Robert Kennedy Jr., que ha sido una fuerte opositora al
proyecto HidroAysén.
 
Todavía persisten barreras de entrada poderosas para los nuevos
actores del mercado eléctrico chileno. La principal radica en la
naturaleza de los contratos.
Al analizar el costo nivelado de las diversas energías, la consultora
determinó que varias de las ERNC ya son competitivas en términos de
mercado. Por ejemplo, señaló que el costo promedio de la energía
geotérmica en Chile oscilaría entre US$ 56 y US$ 91 megawatts/hora; y
la energía eólica varía entre US$ 51 y US$ 259 MW/h. Como referencia,
el mismo estudio marcó que una termoeléctrica fluctúa entre US$ 73 y
US$ 155 MW/h, mientras las "grandes hidroeléctricas de Aysén" se
mueven entre US$ 45 y US$ 137 MW/h.
 
Este informe se sumó a otro realizado en 2009 por la Agencia
Internacional de Energía, organismo vinculado a la OCDE, que destacaba
el potencial único de Chile en energías renovables no convencionales.
La zona norte y central, por ejemplo, tienen condiciones claras para
el desarrollo de la energía solar y eólica. En la zona sur, las
empresas forestales generan biomasa y los ríos son aptos para pequeñas
centrales hidroeléctricas de paso. A eso se agrega la energía
geotérmica que se encuentra desperdigada a través de toda la
cordillera de los Andes.
 
Con todo, hay matices. Hugh Rudnick, profesor del Departamento de
Ingeniería Eléctrica de la Universidad Católica, reconoce que las ERNC
son "las energías del futuro", pero afirma que las proyecciones hasta
2030 muestran costos muy elevados. Para él, Chile debe apuntar a una
meta moderada, como alcanzar el 10% de la matriz energética en 2024, e
invertir en investigación para estar preparados. "Los costos han ido
bajando notablemente. Pero con las cifras proyectadas a 2030, hasta
entonces no es viable", afirma.
 
Alta potencia
Las últimas semanas han sido movidas para Alfredo Solar, presidente de
la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera). La polémica por
la construcción de HidroAysén hizo que, casi sin proponérselo, la
entidad que agrupa a 60 empresas ligadas a las ERNC pasara a ser un
protagonista central de la discusión. Esto porque uno de los
principales argumentos de los opositores a la megacentral patagónica
es que se podría generar la misma cantidad de energía, o incluso más,
apostando a proyectos en áreas no convencionales.
 
Las cifras son auspiciosas. Hoy, todos los proyectos de ERNC
operativos suman 612 MW. Pero sólo en lo que va de 2011, un tercio de
los 37 proyectos presentados al Sistema de Evaluación Ambiental son de
energías renovables no convencionales. La lista la encabezan
iniciativas de energía eólica y minicentrales hidroeléctricas, con
cinco cada uno. Todos estos en conjunto podrían generar casi mil
megawatts.
 
"Hoy existen más de 2.500 MW aprobados. De aquí a 10 años hay una
cartera potencial de entre 4.000 y 5.000 MW. Hay muchos inversionistas
internacionales mirando e interesados en trabajar acá", explica Solar.
En comparación, se espera que cuando HidroAysén esté en plena
operación, aporte alrededor de 2.700 MW al sistema. Pero el propio
Solar plantea que éstas no son alternativas excluyentes. "La matriz
debe ser complementaria, pero con una proporción cada vez mayor de
ERNC, porque a la larga son más baratas para el sistema", sentencia.
 
La explicación es que si bien en general sus precios de instalación
son más altos que las plantas convencionales, luego su costo de
generación de energía es más bajo, pues no requieren combustibles
fósiles de precios fluctuantes, como el petróleo o el carbón. De
hecho, según Acera, en 2010 Chile ahorró US$ 130 millones en
importación de dichos combustibles, con apenas un 3% de su matriz
alimentada por ERNC.
 
Hay dos factores que hacen hoy más viables estas iniciativas. El
primero es que la evolución del mercado de ERNC a nivel mundial,
principalmente en países desarrollados, ha generado un descenso en los
costos de instalación. Y el segundo es que con el alza de los precios
de los combustibles -como el gas natural, el carbón o el petróleo-,
una planta que no dependa de ellos está produciendo electricidad a un
costo casi igual o incluso más bajo.
 
Roberto Román, académico de la Facultad de Ciencias Físicas y
Matemáticas de la Universidad de Chile y vicepresidente de la
International Solar Energy Society (ISES), agrega que el tiempo de
instalación de estas plantas representa otra ventaja: mientras una
central como HidroAysén podría estar operativa recién en el 2020 -lo
mismo que una eventual planta nuclear-, la mayoría de los proyectos
con las nuevas energías requieren, como máximo, un tercio de ese
período para entrar en funcionamiento.
 
Las grandes barreras
El panorama es auspicioso. Pero todavía persisten barreras de entrada
poderosas para los nuevos actores del mercado eléctrico chileno. La
principal radica en la naturaleza de los contratos del área. Solar
explica que las grandes empresas -como las mineras y las principales
distribuidoras, entre ellas Chilectra, Chilquinta y CGE- ya tienen
acuerdos de suministro de energía a largo plazo con las generadoras
convencionales: según estima, alrededor del 94% de ese mercado tiene
contratos hasta el 2022 o el 2025.
 
En ese escenario, las empresas de energía renovable tienen dos
alternativas. La primera es buscar negocios con nuevos proyectos
industriales. Sin embargo, Solar reconoce que para ellos aún es
complicado competir en esta línea, porque estas compañías requieren
suministro estable de electricidad, algo que aún no es posible de
asegurar con ERNC, pues son fundamentalmente proyectos de generación
intermitente. Y la segunda es colocar la energía en el mercado spot
(sin contratos preestablecidos), en que los precios fluctúan de
acuerdo a variables como la oferta que exista y los precios de los
combustibles. Esto tampoco ayuda a las empresas de energías renovables
no convencionales, porque no les permite proyectar un precio base para
su producción, con lo cual se hace más difícil conseguir
financiamiento.
 
Por eso, Solar afirma que más que ayuda estatal, requieren cambios en
la regulación que les permitan tener un valor fijo: "Lo que nosotros
pedimos es que nos aseguren un precio base, no subsidios: hoy a las
ERNC les cuesta, en promedio, US$ 100 producir un MW/hora, y a las
energías convencionales, como el petróleo, entre US$ 200 y US$ 250".
 
"Hoy existen más de 2.500 MW aprobados. De aquí a 10 años hay una
cartera potencial de entre 4.000 y 5.000 MW. Hay muchos inversionistas
internacionales mirando e interesados en trabajar acá", explica
Alfredo Solar, presidente de Acera.
Según sus estimaciones, un esquema de precios estables en el tiempo
permitiría que las empresas de energía renovable pagaran su inversión
en un plazo de una década, lo que tendría efectos a futuro en los
precios de la energía para los consumidores, pues les permitiría
competir de igual a igual a las ERNC con las generadoras
convencionales y con ello impulsar las cifras a la baja. "Hoy tenemos
uno de los precios más caros de América. A partir de 2025 se podría
reescribir la historia", agrega Solar.
 
Otro problema que se plantea es la intermitencia de algunas de estas
energías, como la eólica y la solar fotovoltaica. Pero Roberto Román
contrarresta esta noción. "Son variables, es cierto. Pero eso no
significa que sean aleatorias: se puede predecir su rendimiento con
antelación. Y hoy ya hay centrales solartérmicas que producen las 24
horas del día", señala.
 
El tema de las líneas de transmisión es otro punto complicado: cada
proyecto debe construir una línea para llegar con su energía a un
centro de despacho y carga. Pero a diferencia de las plantas
termoeléctricas, a gas o diésel, las ERNC no pueden escoger dónde
instalarse, sino que deben funcionar en el mismo lugar en que se
encuentra el recurso. Y eso tiene mayores costos. Por eso, las
empresas del área están atentas a la forma en que se concretará la
"carretera pública" de transmisión de electricidad anunciada por el
presidente Piñera el 21 de mayo pasado.
 
Las cuentas del gobierno
El tema es prioridad para el gobierno. A inicios de mayo, el
Ministerio de Energía, encabezado por Laurence Golborne, convocó una
comisión formada por ex ministros del sector y expertos del área para
evaluar posibilidades de desarrollo eléctrico. La instancia debe
entregar sus conclusiones en septiembre. Y en la cuenta pública del 21
de Mayo, Piñera remarcó su importancia: "Tenemos la más firme
intención de priorizar las energías limpias y renovables", planteó,
aunque agregó a continuación que no se puede renunciar a proyectos
hidroeléctricos y termoeléctricos: "Aquellos que dicen que en las
energías limpias y renovables está la solución a nuestro problema,
están induciendo a error a nuestros compatriotas", fue su postura.
 
La ministra de Medioambiente, María Ignacia Benítez, asegura que se
está trabajando para impulsar rápidamente el crecimiento de las
energías renovables. "La meta del 20% al 2020 es una aspiración.
Tenemos que hacer el esfuerzo", dice. Para ello, este año se
destinarán US$ 85 millones al desarrollo de las ERNC, que irán, entre
otras cosas, a investigación, subsidios para proyectos y el
mejoramiento de la línea de transmisión.
 
Además, hay proyectos que podrían cambiar radicalmente el panorama
actual. Uno de los más interesantes es el que se refiere al net
metering. Este sistema consiste en que los propios ciudadanos sean
generadores de energía: si tienen un panel solar, por ejemplo, podrían
producir energía renovable en su casa e inyectarla al sistema
eléctrico, bajando la cuenta de la luz o incluso recibiendo algunos
incentivos. Aunque suena complejo, ya es una realidad en países como
Alemania y el gobierno está impulsando una ley en el Congreso en esa
misma línea. ¿Podría funcionar? Según Roberto Román, tiene buenas
perspectivas: "Almería, en España, es el mejor lugar de Europa para
recibir energía solar. Y Santiago es como Almería".
 
Geotermia y energía solar: Las "favoritas"
Son las estrellas emergentes de las energías renovables en Chile. Dos
áreas en las que el potencial es inmenso, pero no ha habido
suficientes inversiones. Nuestro país es líder mundial en proyecciones
sobre energía geotérmica y solar, pero paradójicamente los proyectos
son, hasta ahora, limitados.
 
Lo de la geotermia está claro: Chile tiene el 10% de los volcanes
activos del planeta. Aunque las estimaciones de energía disponible van
en un amplio rango, todas son interesantes. "Hay estudios que indican
que tenemos entre 3 mil y 16 mil megawatts para geotermia", afirma el
subsecretario de Energía, Sergio del Campo. Pero lo más asombroso es
que hoy el aporte es cero: no hay ninguna planta activa. En
comparación, Islandia -que también es un país volcánico- tiene casi el
25% de su matriz energética en esa área.
 
Sin embargo, todos los expertos coinciden en que eso cambiará en los
próximos años. Entre otros puntos, porque es una energía cuyos costos
de explotación son bajos, y que tiene una producción continua. Una
proyección hecha por la Universidad Adolfo Ibáñez estima que para 2030
el aporte de la geotermia podría llegar al 9% de la matriz energética
total; es decir, en torno a unos 4 mil megawatts. Los planes del
gobierno también reflejan este interés. El año pasado se reformó la
ley para apoyar las exploraciones en geotermia, una de las etapas más
costosas del proceso. Y de los US$ 85 millones destinados a energías
renovables para 2011, US$ 47 millones irán en subsidios para esa área.
 
El caso de la energía solar es más complejo. Con el desierto de
Atacama y las condiciones de luminosidad, Chile también es considerado
por los expertos como el país con mejores condiciones para su
desarrollo. Estimaciones del ministerio de Energía de 2008 situaban su
potencial a futuro alrededor de los 100 mil megawatts. El punto es que
aún la tecnología es más costosa que sus competidoras, aunque los
precios han ido disminuyendo drásticamente en los últimos años.
 
Aquí también hay otro punto de interés: el consumo residencial. Según
Román, con una instalación de paneles de 8 metros cuadrados en el
techo de una casa se puede satisfacer entre el 60% y el 70% de la
demanda de energía del hogar.
 
En esta línea, el gobierno ha dispuesto US$ 17 millones este año para
apoyar la construcción de una planta solar comercial en el norte del
país. Además, se entregará US$ 1 millón para incentivar la
construcción de una planta fotovoltaica en San Pedro de Atacama. Y en
el área residencial, ya están comenzando a venderse edificios con
paneles solares para producir agua caliente, acogidos a un subsidio
estatal que cubre hasta el 100% de su instalación.
 
El creciente interés de las empresas mineras
Hasta el año pasado, tener energía eléctrica en Huatacondo era una
utopía. Pero los 80 habitantes de este oasis de la Región de Tarapacá
pasaron a ser pioneros en Chile: gracias a una combinación de plantas
de energía solar, eólica y biomasa, hoy tienen electricidad las 24
horas del día. El proyecto fue impulsado en conjunto por el Centro de
Energía de la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas de la
Universidad de Chile y la minera Doña Inés de Collahuasi.
 
El caso es ejemplo del interés que están generando las ERNC en el
sector minero, el más grande consumidor de energía del país. El
académico de la Universidad de Chile Roberto Román explica que esto se
debe a dos factores: primero, que estas energías tienen un precio
estable de generación, a diferencia de las plantas termoeléctricas a
diésel, donde el costo puede variar dependiendo de las fluctuaciones
del precio del combustible. Y segundo, que les permite reducir su
huella de carbono, otro elemento que es cada vez más considerado en
los mercados internacionales.
 
De hecho, desde 2010 Collahuasi, Escondida y El Abra están asociadas
para buscar opciones de energías renovables no convencionales. El tema
ya tiene resultados visibles: en junio, la primera de esas mineras
hará una licitación abierta a todas las empresas de ese rubro para
construir una planta orientada a su consumo. Por su parte, Codelco
inaugurará este año un proyecto solar fotovoltaico construido por la
empresa española Solarpack en Calama, y ha desarrollado también la
energía eólica para la minera Gaby. Incluso, este yacimiento está
trabajando para licitar en los próximos meses un proyecto de energía
solar térmica, apuntando a cubrir el 30% de su demanda en su fase
inicial.