Energía 20/20 - Actualidad / Qué Pasa

26/05/2011

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.

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.

Todavía persisten barreras de entrada poderosas para los nuevos actores del mercado eléctrico chileno. La principal radica en la naturaleza de los contratos.

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".

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.

"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.

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.

Fuente:
http://www.quepasa.cl/articulo/actualidad/2011/05/1-5818-9-energia-2020.shtml

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