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lunes, 28 de marzo de 2011

Abordajes de la crisis nuclear japonesa y las consecuencias para el resto de la industria

*Si el fiasco de Fukushima es un revés para la industria mundial de la energía nuclear, es un golpe aún mayor para el sistema energético de Japón, el talón de Aquiles de su modelo de crecimiento económico. Pese a sus notables ganancias en ahorro energético, Japón sigue siendo uno de los principales consumidores de energía, y sus 50 reactores nucleares, una de sus apuestas para contrarrestar la dependencia de las importaciones de petróleo, gas y carbón.
Le ha tomado más de tres décadas a la industria nuclear para deshacerse de su imagen tóxica  El daño en tres cores de los reactores de la central nuclear de Fukushima de Tokyo Electric Power por el terremoto y posterior tsunami en el Norte de Japón tuvo un efecto expansivo sobre la industria nuclear global. No hay duda de que, independientemente de los heroicos esfuerzos para recuperar el control de los reactores nucleares de Fukishima, este accidente ha sido un desastre para el conglomerado nuclear. Aunque aún nada está dicho, el lobby nuclear se ha convertido en uno de los complejos industriales más poderosos de la Tierra. Irónicamente, la energía nuclear es una de las pocas industrias en auge, la creación de nuevos empleos e inclusión de la física nuclear en la agenda de las universidades, muchas de las cuales redujeron la disciplina.
El terrible temblor de la costa japonesa, inclinando el mundo sobre sus ejes, envió shock-waves a los proyectos nucleares. Sólo tienen que ver como fueron golpeados los shares de constructores nucleares como la francesa Areva y EDF, las estadounidenses Westinghouse y GE y la japonesa Hitachi. Por ejemplo, General Electric, el mayor grupo industrial de Estados Unidos, tuvo una baja en sus acciones, perdiendo 4% en una semana, ya que los inversores se preocuparon ante la pérdida financiera que podría sufrir la empresa como consecuencia de la crisis. GE diseñó el Mark 1 boiling water reactors (BWR)  usado en la central japonesa, y suministra las unidades N° 1 y N° 2 que fuero puestas en servicio a principios de 1970. También tuvieron ingenieros trabajando en mantenimiento en el cierre del reactor N° 4 cuando se produjo el terremoto[1].
La crisis en Japón se traducirá en mayores costos, proyectos cancelados y un acentuado escrutinio de los reguladores por la industria nuclear global, lo que podría indicar, para algunos, el final de su racha de crecimiento en una década. El desastre en el complejo Fukushima todavía tiene días, y los reguladores de todo el mundo ya están haciendo cambios en las políticas para aumentar los costos y la financiación limite para los proyectos. Los sistemas de refrigeración de los seis reactores, situados en un enclave costero, no aguantaron el embate del tsunami, pese a que era un evento que se tuvo en cuenta en su diseño. Y las medidas de emergencia han evidenciado su escaso alcance ante la fuerza destructora de la naturaleza.
Al igual que muchos países del mundo estaban en la búsqueda de energía nuclear para desempeñar un papel cada vez mayor para satisfacer sus futuras necesidades de energía, el mundo de repente se encuentra con el mayor desastre nuclear desde Chernobyl[2].
Es como si todos los países que se lanzaron al negocio de las nucleares, lo hubieran hecho después de caer en una especie de amnesia selectiva y voluntaria para pasar por alto los inconvenientes y ganar rentabilidad. Vale aclarar que el renacimiento de la energía nuclear llegó, en parte, producto de los posteriores temores al cambio climático y a la necesidad de fuentes de energía bajas en carbono. Pero ahora se han encontrado de frente con otra realidad: el éxodo de ciudadanos japoneses que temen contaminarse y todo un batallón de trabajadores anónimos que luchan, aun a riesgo de perder la vida, por salvar a su país y al mundo de una catástrofe radioactiva.
No es coincidencia que algunos países dependan en gran medida de la energía nuclear. Por lo general son los que carecen de recursos de hidrocarburos propios, que en ausencia de la energía nuclear, tienen una fuerte dependencia estratégica de los suministros de petróleo, gas y carbón. Los expertos dicen que los hechos no están en el mismo nivel que los de Chernobyl, pero las ramificaciones para la industria nuclear y el panorama energético global serán de largo alcance.[3] Un 13% del consumo energético mundial es de origen nuclear y en algunos países la proporción es mucho más alta, un 40%. Se trata de un porcentaje que no puede ser sustituido salvo tal vez a largo plazo y es indudable que deberían invertirse esfuerzos (y dinero) muy superiores en fuentes seguras de energía. Un análisis del Deutsche Bank reveló que si tan solo se cerrara el 10% de las plantas de energía nuclear en todo el mundo debido a las inquietudes en materia de seguridad, el mundo necesitará otros 7.000 millones de pies cúbicos al día de gas natural, un aumento del 2,3% respecto a los niveles de consumo de 2010. Eso podría causar una presión alcista en los precios de venta al contado del gas, especialmente en la región Asia-Pacífico. En términos generales, la humanidad habrá de acostumbrarse a arreglárselas con menos energía más eficiente aunque ello comporte costos más elevados y quizá un descenso del nivel de vida.
Si el desastre de Three Mile Island en 1976 cerca de Harrisburg, sirve de guía, el impacto real de lo que está sucediendo en la central Fukushima se dejará sentir durante décadas. El accidente de Three Mile Island socavó la confianza pública sobre la seguridad de la energía nuclear. Y el desastre nuclear japonés pondrá en discusión las esperanzas de un renacimiento nuclear en Estados Unidos. En el caso de Estados Unidos, el gas natural y el carbón llenaron el gap en la generación de energía desde el incidente de Three Mile Island.
El impacto del accidente de Fukushima sobre la opinión pública occidental, sucedido en uno de los países mejor preparados para estas emergencias, ha modificado la agenda de los gobernantes alrededor del mundo, justo cuando parecía que los argumentos a favor de la energía nuclear eran cada vez más sólidos y compartidos, incluso por sectores que en otras décadas se habían alineado entre sus contrarios. Se altera así, de forma muy aguda, la percepción de la seguridad de las centrales nucleares, como ya ocurrió en su momento tras los accidentes de Harrisburg y de Chernobyl. Fruto de este fenómeno también se pone en cuestión una de sus mejores bazas frente a otras energías: los bajos costos. Cada accidente ha encarecido, con nuevas medidas de control, la producción en las plantas. Además, la tragedia de Japón también aviva la discusión sobre los residuos generados por las centrales, aspecto delicado que conecta con proyectos tan controvertidos como los almacenes o cementerios nucleares.
            La buena administración pública debe pesar los riesgos. Sin embargo, no será fácil convencer al público de aceptar los riesgos de la energía nuclear. Para hacerlo, la industria nuclear tendrá que resistir a la poderosa tentación de decir que el accidente en Japón es simplemente una confluencia extraordinariamente improbable de eventos y todo va bien. En vez de eso, debe reconocer y corregir las deficiencias del abordaje actual para las cuestiones de seguridad.


[1] Financial Times, “GE works to limit impact as investors fear financial losses”, (17/3)

[2] The Sydney Morning Herald, “No nukes now, or ever”, (20/3)

[3] Financial Times,Industry thrown into turmoil”, (21/3)

De los vaivenes de los recursos energéticos

La energía nuclear no está sola, en el único lugar de villana. Parece que no hay una fuente de energía con la que podamos vivir. Es decir sin riesgos. No era el año pasado que los ingenieros de BP estaban trabajando desesperadamente contra reloj para encontrar una manera de tapar una fuga de tres meses tras la explosión de la plataforma en aguas profundas que derramó 205 millones de galones de petróleo crudo en el Golfo de México? Ahora, los ingenieros y los operadores de la central están haciendo frente a la radiación potencialmente letal para evitar una catástrofe en la central nuclear Fukushima. El derrame de petróleo en el Golfo de México provocó toda clase de protestas públicas. Esto derivó en moratorias y regulaciones costosas no sólo en Estados Unidos sino en el mundo entero. El accidente, además, ofreció nuevos motivos para oponerse a fuentes contaminantes como el carbón, bajo la sombra por su contribución al calentamiento global, y las arenas bituminosas canadienses.
Los costos no-monetarios de la producción de energía cobran ahora tanta importancia que los gobiernos están atrapados en una parálisis política, sin condiciones de aprobar cualquier nueva opción que pueda ayudar a satisfacer la creciente demanda, con resultados que van desde los altos precios de la gasolina hasta apagones como los que vive Japón. Nos estamos acercando a lo que a los anglosajones les gusta denominar "break point" donde no hay grandes fuentes de energía que sean simultáneamente baratas, seguras y limpias. Tras 12 meses de aumento de la demanda, los derrames catastróficos y la inestabilidad política en Medio Oriente, el petróleo no es nada de lo anterior.
Lo que estamos viendo hoy es clásico en términos de cómo la historia, hecha por los humanos, ha tratado a la energía o de cómo la sociedad ha evolucionado gracias a ella. Cada pocas generaciones, hay una serie de eventos que se unen para puntualizar que hay que cambiar nuestra forma de hacer las cosas. El sello distintivo del break point ocurre cuando los gobiernos se involucran y empiezan a promulgar una serie de políticas que cambian la forma de hacer las cosas. Es sólo una cuestión de tiempo antes que usted vea políticas aplicadas por los principales países consumidores para hacer frente a la situación del petróleo. Y ahora tenemos la situación nuclear. De alguna manera, es un doble break point.
Tanto Estados Unidos como el mundo en desarrollo tendrán que pensar seriamente cómo producirán energía para satisfacer la demanda creciente. Incluso economías maduras, como Japón y Alemania, deben decidir como rellenar sus necesidades de energía así como dejar fuera de línea los viejos reactores nucleares. Arriesgando un pronóstico, derivado de los acontecimientos recientes, los ganadores de esto pueden ser el carbón y el gas natural. El gas natural ha superado dos de sus mayores obstáculos -volatilidad de precios y suministro cuestionable-. En gran parte debido a los descubrimientos en Estados Unidos y otros países que han aumentado significativamente las reservas conocidas. También volveremos hablar de renovables, cuando habían sido opacados por la revolución del gas shale y sus bajos costos. Pero vale machacar, no sustituyen la producción de un pozo petrolero o de un reactor nuclear. 
Y la jerarquía testeada con el tiempo de las necesidades de energía, de su seguridad siempre es lo primero. La asequibilidad viene después y si son limpias viene en un orden final, a menos que se ponga en juego la vida de poblaciones enteras, como el caso de la emergencia nuclear japonesa. Lo que se contempla en un break point es justamente una tensión enorme entre esas tres dimensiones. Es hora de generar prioridades. Hay, desde luego, otras formas de tratar con un break point, como la reducción del uso de energía, aunque esto raras veces fue usado a lo largo de la historia.
La sociedad se ha acostumbrado a soluciones relacionadas con la oferta. Sin embargo, las sociedades modernas tienen a su disposición herramientas tecnológicas, y, posiblemente, la presión social, para consumir menos energía en términos absolutos, no sólo per cápita o por dólar del PBI. Irónicamente, el único país que hizo mayormente el uso de esa dimensión es Japón. Si hay un lado positiva en la nueva crisis energética, es la mayor comprensión que ofrece a los consumidores sobre los costos no-monetarios del consumo de energía, en lugar de limitarse a tomar los beneficios por sentado. Realmente, y hay que subrayarlo hasta el cansancio, no hay fuente de energía libre de culpa y cargos. O como escuché hace unos años en un congreso de energía: "Some will kill you slowly; some will kill you fast" (algunos te matan lentamente, algunos te matar rápido).
Para finalizar una reflexión sobre la demanda, un tema que no se trata demasiado. Hay muchos paralelismos inquietantes entre el derrame de petróleo y el desastre en Fukushima. Ambos implican industrias, la energía nuclear y el petróleo en aguas profundas, que son vistos como respuestas tecnológicas contra el agotamiento del petróleo convencional. Y tanto la participación de empresas que fueron gigantes en sus respectivas industrias de energía. Es la cercanía entre los desastres de Deepwater Horizon y Fukushima sólo una coincidencia o es la naturaleza tratando de decirnos algo?
Por supuesto, no es un mensaje que muchos de nosotros queramos oír. La central nuclear japonesa, como la plataforma Deepwater Horizon, son productos de nuestra insaciable demanda de energía, lo que nos obliga a aprovechar fuentes cada vez más costosas y problemas de suministro. Los costos ambientales parecen estar aumentando de forma exponencial, pero nuestra sed de energía nunca puede parecer que se va a apagar.

 
                                                                     Hernán Federico Pacheco 

                                                                     La Plata, Argentina, 28 de marzo de 2011


miércoles, 16 de marzo de 2011

Geopolítica: Genealogía de la(s) revuelta(s)


"A goal without a plan is just a wish" (Una meta sin un plan es sólo un deseo). Antoine de Saint-Exupéry.


El mito del futuro vaga entre la oscuridad de la caverna y los fogonazos de un acontecer imprevisto que a menudo disloca las construcciones de un nuevo orden mundial. “Efecto dominó”, “castillo de naipes”, “gigantes con pies de barro”… Son algunas de las recurrentes fórmulas utilizadas para describir lo que está pasando en Medio Oriente y el norte de África. El recurso es legítimo y tiene mucho de verdad. En principio, hay que analizar a cada país individualmente. Ni todos los países árabes son iguales, ni tampoco los de mayoría islámica. Muy poco o nada tiene que ver, por ejemplo, Yemen con Egipto y Argelia con Omán. Otro aspecto a evitar es que la aproximación sea únicamente religiosa. El Corán puede servir de pretexto, ni como contexto de la historia y la conformación de un país. Asimismo, hay que separar la política de la religión y descubrir aquello que bajo el pretexto de la religión ha sido solo interés político, una confusión al servicio tanto de Occidente como de Oriente.
Estamos en el principio. Pero afecta a tal volumen de personas y territorio, entraña tantos posibles cambios políticos y geoestratégicos, tanto impacto potencial en la economía mundial, tanto desconcierto en las diplomacias, que cuesta imaginar que el siglo XXI depare muchos acontecimientos de este calado. Llamar a lo que está ocurriendo “revolución árabe” resulta reduccionista, porque puede acabar afectando a países no árabes como Irán. También es reduccionista explicar la revolución sólo por factores económicos.
Es por eso, que con la agitación política extendiéndose por todo Medio Oriente y el Norte de África, 2011 podría llegar a ser lo más trascendental del  año de la geopolítica mundial del petróleo como ocurrió en 1971. Para Eduard Morse, director del Citigroup, muchos de los factores detrás de las protestas actuales, –alto nivel de desempleo, grandes disparidades de ingresos, aumento de los costos de vida (especialmente en el aspecto de la alimentación), y gerontocracias y cleptocracias gobernantes- tienen sus raíces en la aparición de los petro-estados, un proceso que se consolidó ese año.[1] En 1971, los países productores de petróleo de mundo árabe trataron de cambiar el equilibrio de poder entre ellos y las compañías petroleras occidentales y los consumidores. Libia -negociando en su nombre y de Argelia, Irak y Arabia Saudita- declaró que ellos, y no las empresas extranjeras, establecerían el precio del petróleo que fluía a Europa. Como resultado, los precios a Europa, el principal mercado del momento, aumentaron 35% durante una noche. Al mismo tiempo, los miembros de la OPEP subieron los impuestos 50% a las compañías petroleras, en algunos casos el 80%. También en 1971, Libia nacionalizó la concesión petrolera de BP en el país, y Argelia nacionalizó el 51% de la compañía francesa CFP. Escuchar
Las editoriales no dan abasto para poner en circulación una avalancha de ensayos sobre lo que está ocurriendo y sus consecuencias. El caso libio es paradigmático. Por ejemplo, Les Echos ha dibujado tres escenarios posibles: el caos libio se contagia a Argelia, con un aumento notable de la inseguridad energética porque el petróleo libio no tiene un peso determinante mientras que ya adquiere gravedad de sumarse un problema de suministro por parte de Argelia; la posibilidad de una guerra civil en Libia que afecta tajantemente a la producción petrolera porque la actuación supletoria de la OPEP algo tardaría en articularse; la sublevación libia se contagia a Arabia Saudita tras ya haber tenido eco en Bahrein. En el fondo, lo que define la situación libia es que no es un Estado, ni una sociedad: sólo una amalgama tribal en manos de un déspota grotesco y peligrosísimo.
Así las cosas, la agitación que se desarrolla en Libia ha ampliado la preocupación por la seguridad de suministro energético mundial en una era de incertidumbre política. Desde el punto de vista de la economía global, la lucha por la democracia puede convertirse en escenario de pesadilla[2]. Si Libia y Omán salen completamente del mercado, desaparecerán de la economía global 2,5 millones de barriles de petróleo por día, un 3% de lo que el mundo consume. No existen evidencias de que Arabia Saudita pueda compensar la falta, llevando las máquinas y la infraestructura al límite. Traducción: el barril de petróleo puede superar los 150 dólares en cuestión de días. Y, eso, sin suponer lo que ocurrirá por las protestas en Arabia Saudita. O ¿es inevitable el petróleo a 200 dólares por barril? Hay algo que se llama prima de ansiedad. Un componente semántico para explicar un rango de aumento de precios que irá de 10 a 30 dólares por los actuales sucesos en Libia y sus efectos secundarios.
Nansen Saleri, antiguo jefe de Management de la saudi Aramco, escribió en las páginas de The Wall Street Journal sobre los precios del petróleo. “La buena noticia es que esta prima no es sostenible en el largo plazo. Los precios bajarán eventualmente debido a un exceso de capacidad mundial que se estima entre 3 y 5 millones de barriles por día y más aún debido a la migración de la demanda de petróleo a gas natural de las centrales eléctricas y los mercados industriales. El gas natural tiene más ventaja de precio (la relación de precios es 3 a 1 con el petróleo en equivalente de unidad energética). Entonces, los 200 dólares de crudo es poco probable dados los fundamentos del mercado”.
En el contexto de la producción global de líquidos, una guerra civil en Libia representa una interrupción de menor importancia (menos del 2% del total de los aproximadamente 85 millones de barriles de petróleo por día). Tampoco hay pruebas que sugieran que incluso un escenario prolongado de inestabilidad se traduzca en una reducción sostenida del suministro de crudo. La producción petrolera iraquí se redujo 30% al inicio de la intervención iraquí en 2003, y luego rápidamente recuperó el nivel de pre-guerra a 2 millones de barriles de petróleo por día. Actualmente, la producción petrolera iraquí se sitúa en 2.6 millones de barriles por día, con niveles mucho más altos a los proyectados durante esta década.



Omán, como enclave petrolero del Estrecho de Hormuz


            Hasta el centinela de Hormuz se tambalea, y con él peligra la seguridad del estrecho por el que cruza el 40% de todo el crudo transportado en el mundo por los grandes barcos petroleros. Omán, hasta hace muy poco considerado un tranquilo rincón del mundo árabe inmune a la oleada de protestas, está siendo sacudido por convulsiones socio-económicas a pesar de su elevada renta per cápita, unas siete veces más alta que la de Egipto. En Omán se practica el Islam ibadi –ni sunita, ni chiíta-, también se encuentra en selectas latitudes en el norte y este de África. Nada podría ser más diferente del wahhabismo, o del fanatismo jihadista a la manera de Al-Qaeda. En términos de Omán, el Islam ibadi implicar buscar el equilibrio justo, en una mezcla de costumbres tribales. Pero si siguieres el coloso saudita es ya inmune a la epidemia revolucionaria, que le ha llegado desde su diminuto ahijado Bahrein, donde la sublevación de la mayoría Chií contagió a sus correligionarios en la región de Qatif, que posee los grandes yacimientos petroleros de Arabia Saudita y en la que también es mayoritario el chiísmo, reprimido por la monarquía saudi que impone con puño de hierro un régimen integrista. Hace una semanas, lo que parecía imposible ocurrió: cientos de personas se manifestaron en los puertos saudíes de Sihat y Awamiya, y en la capital interior de Hofuf, en demanda de la liberación del clérigo chií Tawfiq al Amir, arrestado por haber reclamado una monarquía constitucional y medidas contra la corrupción que corroe al reino de los mil príncipes Al Saud.
            Los chiíes saudíes van a mantener sus demanda de una mayor igualdad social, económica y religiosa”, sostiene Ayham Kamel, analista de Eurasia Group, “y eso presentará un desafío a largo plazo para la familiar real Al Saud justo cuando tienen que afrontar un relevo generacional” (el rey Abdullah, de 87 años, regresó urgentemente de su convalecencia en Marruecos –tras ser operado en Estados Unidos). Pocas esperanzas reformistas despiertan los posibles sucesores de Abdullah: el fundamentalista príncipe Sultán, de 86 años, y el príncipe Nayef, de 77, que lleva ejerciendo de ministro del Interior desde 1965.
Madawi al-Rasheed, profesor de antropología de la religión en el King’s College de la University of London, ha sostenido sobre Arabia Saudita, el productor de crudo más importante del OPEP. “Esa economía de 430.000 millones de dólares anuales beneficia a una elite, principalmente conectada con la familia real, pero falla en producir empleos para miles de graduados cada año”. Dos tercios de los sauditas son menores de 30 años, recuerda Al-Rasheed en un trabajo para la revista Foreign Policy. Son una generación educada, con computadoras portátiles, TV por cable, e informados de escándalos de corrupción en las familiar gobernantes, mientras el desempleo, que afecta a 40% de quienes tienen entre 20 y 24 años, los empuja a conductas antisociales, etc. Para Nawaf Obaid, del King Faisal Center for Research and Islamic Studies, en The Washington Post, Occidente no entiende un elemento fundamental: un nacionalismo que ha sido fomentado por y está fuertemente ligado a la Monarquía. "Estas cualidades hacen muy poco probable que los disturbios de otros países se extiendan al Reino".[3]
Económicamente, Arabia Saudita es capaz de financiar proyectos que satisfagan las necesidades de su creciente población. Los records de ingresos por exportación de energía se han invertido en infraestructura y servicios sociales. Se ha gastado decenas de miles de millones de dólares en los últimos años en Universidades y escuelas, hospitales, líneas ferroviarias y urbanizaciones, sostiene el Obaid. Aunque Arabia Saudita acumuló más de 500 mil millones de dólares en reservas extranjeras durante el reinado de Abdullah, el Reino todavía se enfrenta con desafíos económicos. Según los standards mundiales, Arabia Saudita es rica; la línea de pobreza global es de 1.25 dólares por día. Todos los saudíes reciben asistencia de vivienda y atención médica y educación gratuita, el ingreso per cápita es de aproximadamente 18.500 dólares. Sin embargo, muchos saudíes consideran que este nivel de vida no se corresponde con un país tan rico en recursos.[4]
La sociedad saudí culturalmente conservadora es también resistente a la revolución. Esta reticencia hacia el cambio ayuda a explicar porqué el movimiento "liberal" en el reino es reducido a grupos dispersos que tienen poca atención entre la población general. Los movimientos reformadores islamistas son también pequeños y fragmentados. Cinco recientes peticiones de estos grupos reunieron menos de 4.500 firmas.
Algunos analistas de Wall Street han comenzado a decir que Arabia Saudita puede ser a la economía mundial lo que Lehman Brothers fue para al sistema financiero internacional: el evento disparador de una crisis sin antecedentes. Los analistas discuten hoy cuáles son las probabilidades de volver a tener niveles reales de precio del crudo como los que, en los años 70, desataron una crisis económica global.  La estabilidad de Arabia Saudita es crucial para mantener el suministro mundial de petróleo –aunque fue superado por Rusia en 2009 como mayor exportador de crudo-, ya que es el único que dispone de gran capacidad excedente: entre 3 y 3.5 millones de barriles diarios, con los que puede compensar ampliamente la interrupción del suministro libio. Sin embargo, eso acercará el día en que la creciente demanda mundial supere las reservas disponibles. Según The Economist, Si Argelia dejase también de exportar, su compensación se tragaría toda la disponibilidad saudita y “propulsaría el precio del petróleo hasta unos terroríficos 220 dólares por barril[5].
            Omán sólo exporta 860.000 barriles de petróleo al día (una décima parte que el gigante saudita), pero siempre fue el guardián imprescindible para garantizar el paso del petróleo por el estrecho de Ormuz, que comparte con Irán. El régimen chií de los ayatolahs amenaza desde 2008 con cortar esa vía vital para el suministro energético de Occidente, en caso de conflicto con Estados Unidos o Israel, toda una quimera fabricada por los neoconservadores. La realidad muestra ahora otro escenario: la democracia real está llegando a las puertas de Omán, ese “faro de la estabilidad”. Además, Omán ha logrado mantener buenas relaciones con Teherán, y hasta ha hecho de mediados en anteriores crisis. Pero ahora sufre del mismo contagio que los demás países árabes: las manifestaciones en el estratégico puerto de Sohar (segunda ciudad del país) reclamando empleo, mejores salarios y medidas contra la corrupción se han cobrado varias víctimas mortales. Las protestas se extendieron a la capital, Mascate. El desempleo es altísimo –sobre todo entre los poseedores de diplomas inútiles. De un total de más de 40 mil egresos de cursos secundarios, por año, sólo algunos pocos entran empleo.
            En realidad, el sultán Qabús bin Said, en el poder desde 1970, aún goza del apoyo de la mayoría de sus súbditos, y hasta los sublevados en Sohar afirman no tener nada contra él, pues ha modernizado el país y ha instaurado un régimen tolerante y benevolente.[6] Pero Omán también tiene una gran población inmigrante, 900.000 obreros extranjeros (en una población de tres millones) que a menudo “trabajan en condiciones infrahumanas, insalubres y peligrosas, por un salario de miseria, sin que el Gobierno los proteja”, sostienen algunos periodistas de la zona.
            Sohar a 80 kilómetros de la frontera con los Emiratos Árabes Unidos, y a 200 kilómetros de la capital Muscat, merece examen detallado. Es la usina de energía industrial de Omán. Allá está uno de los mayores proyectos de desarrollo de puertos del mundo, además de una refinería, un complejo petroquímico, una industria de aluminio y una de acero. Para garantizar el suministro de crudo desde el Pérsico, en Sohar se está construyendo un mega-puerto industrial (en colaboración con el de Rótterdam) que será uno de los diez más grandes del mundo, con capacidad para super-petroleros de 360 metros de eslora y 23 de calado. La idea es que gasoductos y oleoductos sorteen Ormuz, para cargar el combustible en el superpuerto de Sohar, en el que ya se han invertido 14.000 millones de dólares y que debería estar operativo en mayo. Eso evitaría las elevadas primas de los seguros por cruzar Ormuz. Pero el abastecimiento de crudo a Occidente corre muchos otros peligros.



[1] Foreign Affairs, “Oil and Unrest”, (8/3)

[2] The Economist, “More of a threat to the world economy than investors seem to think”, (3/7)

[3] The Washington Post, “Why Saudi Arabia is stable amid the Mideast unrest”, (11/3)

[4] Financial Times, “Saudi Arabia faces its Day of Rage”, (10/3)

[5] The Economist, “Can the richest of all the Arab royal families stem the tide of reform?”, (3/3)

[6] Financial Times, “Middle East: Gas leak in the house”, (10/3)


Análisis de los procesos de interconexión energética regional

Mientras las fronteras son construcciones sociales que cambian históricamente y que se despliegan en territorios amplios en los que existen asimetrías complementarias entre dos o más Estados, los límites son definiciones político-administrativas fijadas de común acuerdo entre las partes. Los países de la región concibieron tradicionalmente la idea de integración como la conexión entre distintos países mediante una infraestructura energética. Pero, los países deben preocuparse no sólo por cómo conectarse, sino también por cómo aprovechar de la mejor manera posible los recursos energéticos a su disposición.
Colombia, Ecuador, Perú, Chile y Bolivia están avanzando hacia una integración de sus redes eléctricas dentro de un programa de amparo del Banco Mundial. Cuatro de estos países trabajarán para identificar la infraestructura necesaria a fin de establecer un corredor de energía eléctrica al interior de los países y en zonas de frontera. El objetivo principal es lograr una interconexión regional para enfrentar eventos de hidrología crítica en los países, que reducen la oferta de electricidad.
La integración depende de muchos factores, incluyendo algún tipo de complementariedad, es decir, que en un momento un país pueda proveer al otro de energía cuando le falta, y el otro retribuirlo de la misma forma, como si es posible hacerlo con Ecuador, por los regímenes de lluvia que facilitan la generación hidroeléctrica. Al mismo tiempo, los proyectos de integración energética regional requieren largos procesos de negociación, y varias veces también algunas concesiones. Algunos ejemplos de integración como el de Canadá y Estados Unidos o la Unión Europea demuestran la complejidad de los procesos, ellos llevan muchas décadas trabajando en esa relación.
Un megaproyecto, que supone inversiones por 950,6 millones de dólares y unir físicamente desde San Marcos, al poniente de Colombia, hasta la estación Crucero, en Chuquicamata –pasando por Ecuador, Perú e incluso llegando a Tarija, en Bolivia-, implica recorrer 2.536 kilómetros de líneas (de los cuales hay 213 ya hechos y 2.323 kilómetros deben construirse de cero) y varios escollos. Los más importantes: la dificultad de los países de ponerse de acuerdo en las condiciones para comprar y vender la electricidad y la tentación de cortar la energía cuando surjan conflictos políticos. Otra prioridad es avanzar en la fase de armonización regulatoria, que ha resultado bastante compleja teniendo en cuenta la magnitud del proyecto de integración.
En la actualidad, existen algunos casos de interconexión entre algunos países de la región. Por ejemplo, Ecuador y Colombia disfrutan desde 2003 de una infraestructura que permite la compra y venta de electricidad en ambos sentidos, mientras que Perú y Ecuador tienen un sistema que debe ser mejorado para permitir este intercambio.
            En un informe del Programa de Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), de 2010, detalla que si se interconecta la red eléctrica de Colombia con Chile (sólo al Sistema Interconectado del Norte Grande, SING) hacia 2014, los costos marginales descenderían a valores cercanos a los 60 dólares/MW, baja que se agudizaría si también se unen las líneas con Bolivia. Hoy, el costo margina en el Norte Grande bordea los 120 dólares. Se prevé que costos marginales en el SING de 80 dólares para los próximos 10 años, por lo que la reducción de precios sería del orden de 25%.
            ¿Por qué baja la electricidad? Porque Chile tiene la energía más cara de la región. En Colombia, el estudio considera un precio de 20 dólares por MW para 2014, siendo del orden de los 30 dólares en Ecuador y de cerca de 50 dólares en Bolivia. Además, el reporte señala que Perú, Colombia y, en menor medida Ecuador, ampliarán sustancialmente su parque generador, principalmente recurriendo a la hidroelectricidad. La capacidad instalada hoy en Colombia es de 13.500 MW y, hacia 2018, será de 18.800 MW. Y si hoy el 66% de la energía colombiana proviene de fuentes hidroeléctricas, hacia finales de la década será del 72%.
            Un hecho que facilita la interconexión regional es que varias empresas tienen presencia en distintos países de la zona. Enersis, controlada por Endesa España, desarrolla su mayor inversión hidroeléctrica en Colombia: la central El Quimbo, de 400 MW y de un costos de 837 millones de dólares. El grupo Suez, dueña de E-CL, entre otras centrales en Chile, también tiene presencia en Perú y AES Gener está en Colombia.
            ¿Cuál es el beneficio de la integración energética regional? Según el estudio, unos 3.400 millones de dólares entre 2014 y 2022. Un tercio de ellos son por beneficios ambientales y otros 2.919 millones de dólares por beneficios comerciales. El Ministerio de Minas y Energía de Colombia propuso inversión en activos de interconexión internacional y ajustes que el sistema local requiera para viabilizar la exportación de energía, sean remuneradas por el mercado regional. Que se den las condiciones para que el precio del a energía en cada país en ningún momento afecte la competitividad de las empresas locales. De igual manera, el gobierno colombiano considera que deben existir incentivos que promuevan la instalación de nueva capacidad de generación de energía destinada a la exportación. Es por eso que una de sus propuestas fundamentales es que exista un modelo de remuneración de infraestructura de transmisión similar al de la interconexión que se tiene prevista con Panamá. También deberá existir una empresa multinacional que ejerza la función de administrador del sistema de intercambios comerciales de energía para el mercado. Esto podría darse a través de la firma de contratos con los agentes del mercado regional (generadores y compradores) respaldados por garantías bancarias.



Estas inversiones son distribuidas de la siguiente manera:

Línea Colombia-Ecuador: San Marcos (Col) - Jamondino- Pifo (Ec), de 551 kilómetros y 1.500 MW. Tendrá un costo de 211 millones de dólares.

Línea Ecuador-Perú: Yaguachi (Ec) – Trujillo (Per), de 638 kilómetros y 1.000 MW, costaría 174 millones de dólares.

Línea de transmisión que irá desde La Guajira hasta el Sur de Chile, alcanzaría los 7.500 kilómetros. Es de notar que el estudio de factibilidad final definirá la distribución de inversiones que tendrá que hacer cada país por las líneas compartidas.




Interconexión Perú-Chile


            Durante esta década Perú podría iniciar una exportación no tradicional hacia Chile: vender electricidad. El gobierno de Alan García está trabajando en dar forma a un proyecto que permitiría abastecer de energía eléctrica al Norte Grande chileno, y que cuenta con el apoyo de Santiago. Ello, posibilitaría cumplir dos antiguos anhelos, uno en cada lado de la frontera binacional. Por una parte, las mineras instaladas en la zona norte podrían tener acceso a energía más barata y, a su vez, Perú avanzaría en su objetivo de convertirse en un exportador energético regional.
El proyecto aún se encuentra en una etapa preliminar. Lo concreto es que el Ministerio de Energía y Minas (MEM) de Perú está impulsando llamar a una licitación para que se construya una central termoeléctrica cerca de la frontera con Chile, que implicaría la unión de los sistemas eléctricos de ambos países. La planta térmica que promueve el gobierno peruano –vía modelo de concesión- usaría gas natural proveniente de una zona cercana a los yacimientos de Camisea y tendría una capacidad para producir 1.500 MW. Parte de esa energía sería vendida a compañías que opera en el norte chileno, principalmente las mineras.
Para transportar el gas natural el proyecto requiere la construcción de un gasoducto de una longitud de 1.085 kilómetros y que involucra unos US$ 1.500 millones de inversión. El ducto partiría de la zona de Camisea, cruzaría las regiones de Cusco, Arequipa, Puno y Moquegua, hasta conectar con el puerto de Ilo. La obra ya tiene un interesado. Se trata del consorcio Kuntur Transportadora de Gas, que integran la constructora brasileña Odebrecht y Latin Power, uno de los fondos administrados por la gestora estadounidense Conduit Capital Partners, con sede en Nueva York. Kuntur está avanzando en los estudios y recientemente entregó al Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) el Estudio de Riesgos del Gasoducto Andino del Sur. La central y el gasoducto tardarían unos tres años y medio en construirse. En Perú estiman que hacia 2016 podrían estar operando ambas instalaciones.[1]
En forma paralela y en una fase más avanzada hay otra opción que permitiría exportar electricidad a Chile. Se trata de la central hidroeléctrica Inambari, que será la más grande de Perú y cuyo objetivo es suministrar energía a Brasil. Tendrá una potencia instalada de 2.000 MW y supone una inversión de 4.000 millones de dólares, incluyendo la línea de transmisión de 357 kilómetros que deberá construirse para transportar electricidad a la frontera con Brasil. Se ubicará en la confluencia de los departamentos de Puno, Madre de Dios y Cusco. Su construcción podría comenzar a fines de este año o inicios de 2012 y demoraría de cuatro a cinco años. El proyecto está siendo impulsado por el consorcio Egasur, integrado por las empresas brasileñas OAS, Electrobras y Furnas. Actualmente está en etapa de factibilidad técnico-económica, para evaluar el impacto ambiental y social.
            En el Norte Grande las mineras ven con buenos ojos estos proyectos, porque son las mayores consumidoras de electricidad de Chile: compran casi el 90% de lo que se genera en el Norte Grande y demandan cerca de un 32% de la electricidad total del país. Según Cochilco, entre 2001 y 2009 el consumo de electricidad de parte de las mineras creció un 44,5%. Si bien en el Sing no hay déficit de energía (de hecho, la capacidad instalada supera en más de 50% a la demanda), el problema es que es la más cara de América Latina (ver informe anterior), lo que impacta la competitividad de la industria minera frente a sus pares de la región. En enero, el costo marginal promedio en el Sing, valor al cual están indexados a gran parte de los contratos de los grandes clientes, superó los 100 dólares por MWh. En Perú, los precios promedio de los contratos a clientes libres bordean los 50 dólares por MWh
Según César Butrón, presidente del COES-Sinac (Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional),  una interconexión eléctrica en estos momentos no sería factible para nada, porque en el sur de Perú todavía no hay capacidad de líneas de transmisión para llevar más energía a esa parte de a Chile, ni hay generación propia instalada en esta zona[2]
            Chile ha estado hace ya tiempo analizando posibilidades de integración eléctrica con países vecinos, concretamente con Argentina, con la cual se puede considerar que tiene integración gasifera, al existir gasoductos binacionales. La opción lógica que se levanta es el denominado “swap” entre Argentina y Chile. No obstante, en la industria indican que la única interconexión eléctrica de importancia que hay entre Chile y Argentina está en el norte, específicamente en el SING, pero ahí no hay problema y no tiene como llevarlo al SIC.
Hace unas semanas, en medio de las preocupaciones por el abastecimiento eléctrico chileno, Paraguay aseguró que venderá energía eléctrica a Chile. La energía será trasladada desde Paraguay hasta la represa binacional Salto Grande, entre Argentina y Uruguay[3]. Con todo, en Paraguay incluso ya se habla de los valores que tendrá tal venta para Chile: 120 dólares por MWh. Se venderá directo a las operadoras de energía, aunque el problema de Chile es que necesitan de energía continua y, por el problema de la infraestructura, a veces no se puede realizar.
Para poner en contexto. A partir del 15 de agosto de 2008, primero Chile, y luego Uruguay, se interesaron en la posibilidad de importar electricidad paraguaya. Estos países del Cono Sur de América no pueden acceder a electricidad barata en la región y ven en Paraguay como la mejor fuente de abastecimiento. De hecho, el 85% de la electricidad que se exporta en la región tiene su origen en Paraguay[4].
Al mismo tiempo, la integración entre los sistemas eléctricos de Chile es una tarea pendiente y, conforme el país avanza, los requerimientos se van haciendo mayores. Precisamente el amplio crecimiento de la industria minera ha despertado el interés de los privados para ofrecer una alternativa a estos clientes. La idea de construir una línea de transmisión que una a ambos sistemas buscar abastecer los nuevos proyectos mineros de la zona los que demandarán entre 100 MW y 250 MW cada uno.
Pero en el sistema eléctrico, hay otros puntos críticos o de alto consumo como lo es Santiago, tiene cerca del 50% del SIC. De hecho, algunos analistas explican que cuando mejoran las condiciones económicas crece a tasas más altas la demanda eléctrica en la zona, lo que va a hacer que Santiago necesite reforzar su sistema. Otro punto que puede originar crisis dentro del SIC es la dependencia que existe sobre la hidroelectricidad. Un escenario ajustado es el que podría originarse este año en el SIC producto de la falta de agua en embalses, ya que un 40% de la generación es hidroeléctrica. Normalmente hay 12.000 MW de capacidad instalada, en circunstancias que ante un escenario de baja disponibilidad de agua esto puede bajar a 7.000 MW para una demanda de 6.400 MW, lo que provoca un escenario ajustado, por ello el gobierno dictó el decreto de racionamiento. El punto donde más se inyecta energía al SIC es en el nudo Charrúa, en la región del Biobío. Se encuentran importantes centrales hidroeléctricas y termoeléctricas que en su conjunto aportan en torno a los 2.500 MW, un poco más de la demanda del SING.  Entre Ovalle y Copiapó no hay mucho desarrollo energético, por lo que existe la mayor cantidad de proyectos termoeléctricos pues se trata de generación más barata y que es propicia para desarrollar en la zona, debido a que es posible la construcción de puertos para los embarques de carbón.

 

[1] La Tercera, “Perú impulsa complejo eléctrico en la frontera con Chile para llevar energía al norte”, (27/2)

[2] La Segunda, “Integración eléctrica entre Chile y Perú sería inviable en el corto y mediano plazo”, (16/2)

[3] Diario Financiero, “Paraguay aseguró que venderá electricidad a Chile”, (17/2)

[4] ABC Color, “Argentina impide que exportemos electricidad a Uruguay y Chile”, (7/2)

¿El retorno de los Big Oil?



Underwhelming. Eso resume bastante bien el rendimiento de las reservas de petróleo de las grandes capitalizadas como BP, Shell y Total en la última década. Ellos sufrieron una desagradable caída de rating y vieron los precios de sus acciones muy por debajo del precio del petróleo. Las razones fueron sus bajos rendimientos bien documentados: aumento de la competencia mundial por los recursos (en particular de las compañías petroleras nacionales), el declive de las tasas de producción en campos maduros, el aumento de costos e impuestos implementados desde los gobiernos anfitriones.
Pero hay signos de que las "Big Oil" están empezando a abordar algunos de los temas que persiguieron durante los últimos 10 años y hay razones para pensar que sector podría mejorar su performance. Un tema clave que emerge de los recientes resultados de la temporada es el aumento de inversión en perforación, dijo el analista Theepan Jothilinham de Morgan Stanley. "La intención de aumentar los gastos de exploración y tomar más perforación de alto impacto es evidente en todo el grupo". BP duplica el gasto de exploración durante los próximos años y ha firmado acuerdos de exploración con Rosneft y la india Reliance Industries.
Total pagará 4 mil millones de dólares para una participación minoritaria en el mayor productor independiente de gas natural ruso y su gran proyecto del Ártico, en otra señal de que Rusia está abriendo su lucrativo sector de energía para los inversores extranjeros[1]. Total tendrá una participación del 20% en el proyecto gasista internacional Yamal LNG valorado en 20.000 millones de dólares y que tiene como socio principal a la rusa Novatek. El proyecto Yamal LNG prevé la explotación del yacimiento de gas condensado Tambei-Sur y la construcción de una planta de licuefacción de gas en la península de Yamal, en el noroeste de Siberia, con una capacidad de producción de hasta 15 millones de toneladas de gas natural licuado y hasta un millones de toneladas de gas condensado.
Según la clasificación rusa, las reservas del yacimiento para 2008 ascendían a 1,256 billones de metros cúbicos. Según la clasificación internacional, se sitúan en 418.000 millones de metros cúbicos de gas y 15.000 millones de metros cúbicos de gas condensado.
Queda mucho por hacer para lograr una nueva calificación pero las "Big Oil" parecen haber captado el mensaje que no pueden permitirse perder la próxima cuenca de Santos -el gigante petrolero de las costas brasileñas. Desafortunadamente, un cambio decisivo en el éxito de perforación llevará su tiempo y las petroleras seguirán a la zaga a los precios del petróleo durante algún tiempo.
Además de los problemas mencionaos anteriormente, los analistas dicen que el escepticismo se refleja en el precio del Brent, pues si se mantiene en su nivel actual de 115-120 dólares por barril, ya sea por las tensiones en Medio Oriente u otros factores podría provocar otra recesión y la caída de la demanda petrolera.



[1] The Wall Street Journal, “Total Acquires a Russian Stake”, (4/3)

jueves, 3 de marzo de 2011

Sector eléctrico chileno. Sequía y costos de generación


*El país pretende crecer al 7%; el cobre sube como espuma y las mineras anuncian aumentos históricos en su producción; el empleo, al 92%; el chileno consume como nunca; las acciones del retail en las nubes; los pronósticos de venta de autos nuevos anticipan su mejor año, y todo como si se moviera por inercia. Pero la realidad es otra. Para continuar con este ritmo de crecimiento y consumo se necesita energía, y no poca. Cálculos conservadores estiman que a este ritmo necesitamos un aumento de 600 megawatts al año. En palabras simples, casi un Ralco cada dos meses.


            Racionamiento preventivo. Lo que faculta al gobierno chileno a tomar medidas que eviten cortes de luz y tiene vigencia hasta el 31 de agosto de este año. En Chile existe un déficit de generación eléctrica previsto para el próximo semestre, así como las escasas precipitaciones registradas en 2010, el agotamiento del Embalse Rapel  (en su menor nivel de los últimos 10 años están los principales embalses del país) y la posibilidad de que este eventual déficit se intensifique de producirse fallas prolongadas en las centrales eléctricas, lo que podría afectar el abastecimiento a los usuarios.[1] Este problema profundiza particularmente la situación de abastecimiento en las localidades de las regiones de Valparaíso, O'Higgins y Metropolitana.
            Desde el término de la interconexión con Argentina, el país ha sido incapaz de diversificar apropiadamente su matriz energética. El agua sigue siendo una fuente importante de generación, pero las plantas están concentradas en la zona central, que frecuentemente se ve afectada por las sequías. Por cierto, su ubicación histórica en esta área geográfica no es casual, pues significa recorrer menor distancia hasta los clientes finales, solución que resulta la más eficiente. Pero también existe cada vez más resistencia a instalar plantas hidroeléctricas, actitud que se extiende hacia otras fuentes, a resultas de una creciente visión crítica de todo desarrollo energético.
La fortaleza de la matriz energética de Chile ha vuelto a ponerse en duda con el fenómeno de La Niña, caracterizado por temperaturas frías, que este año se ha manifestado con la mayor intensidad desde 1975 y trajo una grave sequía. Los montos de energía  de afluentes asociados para el primer cuatrimestre de este año hidrológico se estiman en 4300 GWh y  para el período 1968-1969 esa cifra correspondió a 3670 GWh, ambas cifras muy lejanas a lo observado en  un año normal que equivale  a  7400 GWh.
 Un problema adicional son las líneas de transmisión, que no tienen capacidad para transportar toda la energía que requiere la demanda de la Región Metropolitana.  El suministro depende de la central térmica de ciclo combinado Nueva Renca, de AES Gener. Si falla en las horas de mayor demanda, habrá cortes. Hay una cuantificación del 40% de posibilidades reales de que haya apagones. La situación más crítica se va a producir en invierno (junio y julio en especial), cuando se llega a los peak de demanda[2]




En este escenario, el GNL ha ganado relevancia en la generación de electricidad  (alcanzó el 25% el mes pasado, desde 0 en 2008) frente al diesel, pero su rol podría verse limitad por problemas de costos e infraestructura. Si las menguantes condiciones de las reservas hídricas se mantienen, el gas seguirá aportando uno de cada cuatro vatios consumidos en el primer semestre de 2011.Pero hasta ahí podría llegar. La limitada capacidad de las terminales y los costosos contratos para sufragar la inversión en GNL podrían obstaculizar la competitividad del combustible.
            La generadora Colbún asegura que el mayor uso de gas natural en lugar de diesel le permitió disminuir en 30% sus costos marginales de producción el año pasado, pero aún no ha renovado el contrato más allá de mayo de 2011, en vista de que los precios del GNL subirían. En tanto, la generación por diesel, que fue el combustible líder durante la crisis energética 2007-2008 ha visto retroceder su posición a sólo un 5% actual desde el 20% que ostentaba en 2008. Con el gas, se limitarían las compras de diesel en el primer semestre –que usualmente se duplican en los meses más secos a 140.000 barriles por día-.
El apetito chileno contribuye a una mayor demanda de GNL en Sudamérica, con importaciones regionales rozando niveles récord en el 2011, mientras nuevos terminales entran en operación. Las importaciones de GNL de Chile durante 2010 representaron el 41% del total de compras de ese combustible en la región, frente al 26% en el 2009, por la entrada de dos nuevos terminales, según la consultora estadounidense Waterborne Energy. Aunque muchas empresas compraron generadores diesel de emergencia tras el terremoto que golpeó en el 2010 el centro-sur de Chile, el diesel no generará más del 10% del total de electricidad.





Entre los requerimientos del racionamiento fue necesario bajar la demanda en 5% para resguardar la operación del sistema eléctrico. Un ahorro significativo puede provenir de la reducción del voltaje entre 5 y 10%. Con esa sola ejecución de esta medida, el gobierno chileno logrará rebajar en más de la mitad la meta propuesta[3]. La reducción de tensión en el suministro en zonas urbanas de hasta 10% bajo lo normal, y en zonas rurales de hasta 12,5%, tras iniciar un análisis técnico de los perfiles de voltajes de los 500 alimentadores que componen su red de distribución[4]. La rebaja en el voltaje implicaría una caída de 2% en la demanda eléctrica del SIC, que va desde Taltal a Chiloé.
Un impacto en el costo de producir energía generará la aplicación del decreto de racionamiento preventivo. Aunque el alza del costo de la energía afectará el gasto de las empresas (grandes clientes), descartan que ese mayor precio de generación se traspase a las cuentas de luz que pagan los hogares en Chile[5]. No habrá un efecto en las tarifas porque en 2011 hay pocos contratos de las distribuidoras indexados al costo marginal.
El costo de la energía este año subirá a entre 250 y 260 dólares/MW por hora. La proyección es 20% mayor al actual promedio que registra el Sistema Interconectado Central. En febrero, el valor de la energía llega a 215 dólares/MW por hora. Tal precio se da porque ya está ingresando generación con diesel, fuente cara. No obstante, si bien añaden que hasta mayo habrá un alza de 20% a las empresas, los costos caerán en invierno, cuando repunte la generación con agua.
Respecto del escenario de precios de 2008, existen diferencias. Ese año, el gobierno de Michelle Bachelet también emitió un decreto de racionamiento preventivo y en marzo por la falta de agua, gas natural y diesel los costos marginales promediaron 380 dólares por MW.





            Otro aspecto es la mejor administración del agua de los embalses, de tal forma que no se gasten los recursos hídricos. Si la situación de la sequía persiste, se espera guardar esos recursos hasta mediados de año. Mientras, se usará toda la capacidad térmica que tiene el sistema, lo que implicará un aumento en los costos en los meses previos al invierno. Luego, cuando se use el agua bajarán.  La tercera medida implica establecer incentivos a los generadores para que compensen a los clientes que ahorren energía. El decreto establece que por cada kilowatt-hora (KWh) de déficit que efectivamente afecte a los usuarios, éstos recibirán $196,8. En la crisis anterior, cuando la falta de generación tuvo al sistema al borde de llegar al racionamiento efectivo, las compensaciones se fijaron en $147,2 por KWh. Hoy, por ejemplo, la tarifa residencial de Chilectra es de $81 por KWh. Este costo debe ser asumido por las generadoras del SIC, mientras que las empresas de distribución esperan el mandato de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) para aplicar la baja del voltaje.[6] En la anterior crisis, cuando se aplicó baja de voltaje y una campaña de ahorro, la demanda eléctrica cayó 3% en el primer semestre de 2008[7].
El 60% del consumo eléctrico del SIC corresponde a clientes regulados, entre ellos, los residenciales y comerciales. El resto son industriales. 4,4% fue la caída que registró la demanda eléctrica del SIC en 2008, cuando, además de una campaña de  comunicación y de recambio de ampolletas, se firmó un decreto de racionamiento, que permitió reducir el voltaje y ofrecer premios por reducción de consumo. Las zonas de congestión del sistema se concentran en el Norte Chico, más que en el sector sur del SIC. Esto podría traer problemas en el ingreso de nuevos proyectos. Eventualmente, algunos proyecto de demanda van a tener que postergarse mientras no se amplíe la capacidad de transmisión.



Necesidad de inversión en líneas de transmisión



A raíz de otros períodos de racionamiento, se aumentó la capacidad de generación eléctrica, pero no se reforzó la línea de transmisión. El análisis apunta a que el cambio en la generación produce cambios en los flujos de energía. Hoy no hay un sistema de transmisión robusto que permita soportar el cambio de sentido de estos flujos.
Las señales de la necesidad de robustecer el sistema de transmisión se venían dando desde hace varios años, pero los episodios como el terremoto de febrero de 2010 y los reiterados apagones que han afectado al país (hace unos años no se consideró que era económicamente conveniente invertir en reforzar las líneas). El sistema de transmisión está pensado para que en situaciones normales pueda transferir energía requerida en el 90% de los casos. No está pensado para situaciones extremas. Por lo tanto, la definición de qué líneas expandir sigue esa lógica. En los últimos siete años hubo una sub-inversión para potenciar la red eléctrica. Entre 2004 y 2010 se invirtieron cerca de 600 millones de dólares en transmisión. Esto es menos de 100 millones de dólares por año y la recomendación actual ronda la inversión en 900 millones de dólares.
Tres son los factores que están atrasando la construcción de las líneas de transmisión: los permisos ambientales, la concesión eléctrica definitiva y la planificación de las obras. En la última propuesta del plan de transmisión del gobierno se extienden los plazos de construcción, pasando de 30 a 60 meses. Hoy en Chile demora más hacer una línea de una transmisión que una central.
Desde mediados de la década pasada, el desarrollo de las líneas de transmisión sigue un esquema de planificación centralizada. Antes eran los privados quienes definían qué líneas se tenían que desarrollar. Cada cuatro años, la CNE realiza un estudio de expansión del sistema de transmisión troncal, que incluye obras para los próximos cuatro años. El documento represente situaciones promedios y no las situaciones extremas, e incluyen las últimas 40 hidrologías, de las cuales se hace un promedio y sobre la base de eso se definen los requerimientos de transmisión[8].
El Plan de Expansión, hecho público en diciembre del año pasado, contiene un total de 21 obras, cuya inversión asciende a un total aproximado de 877 millones de dólares, de las cuales 13 son ampliaciones de instalaciones existentes, por un monto de 75 millones de dólares, y 8 obras nuevas, por un total de 802 millones de dólares. Se estima que las obras contenidas en el presente Plan iniciarían su construcción durante el segundo semestre de 2011, y su puesta en servicio se llevará a cabo, a más tardar durante el segundo semestre de 2016, dependiendo de la envergadura del proyecto.




Ampliación de generación renovable en el sector minero


            La mayoría de la minería chilena está vinculada al Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), que no está relacionado con el Sistema Interconectado Central (SIC). Por ello tiene capacidad suficiente para las necesidades del sector por un par de años todavía[9]. Aun así, el sector minero busca aprovechar la bonanza actual y requiere recursos energéticos para operar con continuidad. El sector, que consume un tercio de la energía del país, tiene los medios y las razones para buscar costos estableces con nuevas tecnologías en momentos que el precio del cobre está por las nubes. La minera estatal Codelco comprometió 700 millones de dólares en un campo eólico de 250 megawatts, la más grande de Latinoamérica. Collahuasi –la tercera mayor mina de cobre del mundo, controlada por Anglo American y Xstrata- explora oportunidades en energía geotérmica para aprovechar la inmensa actividad volcánica de Chile[10].
En general, en Chile se construyen o están programados unos 23 parques eólicos. Actualmente el país cuenta con 167 MW eólicos de capacidad instalada y hay proyectos importantes equivalentes a 1.500 MW que debieran desarrollarse en el corto plazo. El parque eólico Monte Redondo inició sus operaciones en 2009 y en total esta iniciativa demandó una inversión de 123 millones de dólares, que se suma a los parques eólicos Canela 1 y 2 (78,15 MW) de Endesa Chile y Totoral (46 MW) de Norwind. En la segunda semana de febrero se inauguró la segunda y última etapa de Monte Redondo, construido por el grupo de energía belga-francés GDF Suez y que permitirá dar electricidad a 74.000 hogares. La energía eólico permitirá reducir las emisiones de gases con efecto invernadero en unas 68.000 toneladas de CO2 al año, equivalente a sacar 15.000 autos de las calles.
Y existe un nuevo foco para el desarrollo de la energía solar. Una cartera por casi 1.300 millones de dólares –pese a sus altos costos- ya estaría dando un primer soporte ante la actual incertidumbre[11]. En total son siete los proyectos que ya se alzan como los impulsores de este próximo auge solar. Dos de ellos, Calama Solar 1 y Calama Solar 2, de la española Solarpack en la II Región, ya cuentan con la aprobación de la autoridad ambiental. El resto de los proyectos se encuentran aún en calificación, aunque según proyecta el sector, se espera que su construcción no demore más allá del término de la década, como máximo. Los costos de inversión en la solar fotovoltaica han bajado y, por lo tanto, el precio de la energía (PPA) que requieren estos proyectos para ser viables se ha reducido.
Un proyecto solar en el norte de Chile fácilmente puede alcanzar costos de inversión de 4 millones por MW, con factores de planta del orden de 35%, lo que implicaría un PPA cercano a 140 dólares por MWh. Por este motivo, desde ya comparada con fuentes de generación diesel (con costos sobre los 200 dólares por MWh), sería una opción rentable si se hace pensando en desplazarla.
Después de un período de operación, no utilizan combustible, por lo tanto despachan energía al sistema a costo marginal cero. Al sistema le interesa mucho que los costos marginales bajen, porque muchos de los contratos que tienen las mineral están indexados al costo marginal, entonces en la medidas en que se empiece a poner una proporción importante de energías renovables, se logra que el sistema baje en promedio sus costos marginales, lo que hace bajar el costo de operación de todo el sistema en su conjunto. Sin embargo, si Chile se recupera rápidamente de su estrechez energética, como ocurrirá a mediados de año (ver más arriba), las renovables pueden quedar con precios fuera del mercado.


[1] Portal Sustentable, “Expertos prevén suministro eléctrico ajustado para 2011”, (Febrero 2011)

[2] La Tercera, “Laurence Golborne y la crisis eléctrica: "La situación más complicada será en junio y julio" , (13/2)

[3] La Tercera, “Gobierno emite decreto de racionamiento preventivo para evitar apagones”, (10/2)  

[4] El Mercurio, “Empresas e instituciones buscan reducir consumo de energía hasta en 50%”, (21/2)  

[5] La Tercera, “Decreto preventivo subirá costo de la energía, pero no impactará en cuentas”, (11/2)

[6] El Mercurio, “Gobierno admite que crisis eléctrica es más profunda en tres regiones del país”, (18/2)

[7] El Mercurio, “Baja de voltaje aportaría casi la mitad de la reducción de consumo energético”, (19/2)

[9] El Mercurio, “Golborne asegura que plan de ahorro de energía no afectará a empresas mineras”, (14/2)  

[10] Reuters, “Costly Chile power may jolt renewable energy, (10/2)  

[11] Diario Financiero, “Boom de centrales eléctricas con energía solar ya involucra casi US$ 1.300 millones en Chile”, (15/2)


hernanfpacheco@gmail.com