*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)
[8]http://www.cne.cl/cnewww/opencms/07_Tarificacion/01_Electricidad/otros_Proceso_de_Tarificacion_Troncal/Primer_Proceso/Revision_Expansion_Troncal_2010-2011.html
[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)
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