La encrucijada energética de Chile

El país enfrenta dos dilemas. Por una parte, se busca diversificar la matriz energética y hacer más seguro el sistema, lo que junto a licitaciones que no han sido todo lo buenas que se esperaban, ha implicado precios más altos para las personas y empresas. Lo segundo, la demanda creciente por energía es un hecho, la que no puede ser cubierta sólo con energías limpias, ante lo cual asoman los polémicos proyectos.

No sólo el Transantiago está generando dolores de cabeza para un importante segmento de la población de Santiago, producto de las constantes alzas de las tarifas de buses y del Metro. Para los próximos meses podría ocurrir lo mismo con las cuentas de luz.

En el sistema de medición, que comenzó a regir en enero pasado, la incidencia que tienen los costos marginales en el precio para los clientes finales es mayor. Los analistas de corredoras de bolsa consultados por LND han calculado que el alza de los costos marginales aumentarán las cuentas de electricidad en alrededor de 8% en las boletas de agosto y septiembre. Es decir, si usted paga por electricidad $12.000, en esos meses deberá considerar aproximadamente $1.000 adicionales, sin tomar en cuenta un eventual aumento en su demanda de energía.

Proyecciones de BCI Corredores de Bolsa prevén un costo marginal del sistema de US$164 por megawatt hora (MW/h) en junio, lo que representaría un crecimiento de 17,6% respecto al registrado en abril. Analistas concuerdan que un poco menos de la mitad del porcentaje en esta variable es la que se refleja en el costo para los clientes regulados (comerciales y residenciales). Así, con los períodos promedios de desfase que se produce por la tramitación en la Comisión Nacional de Energía (CNE) y en la Contraloría, se vería un alza entre el octavo y décimo mes del presente año.

Marcelo Catalán, analista de BCI Corredores de Bolsa, explica que “durante este año gran parte de los contratos licitados entre generadoras y distribuidoras tienen sus precios indexados, tanto a la estructura de costos de generación como al costo marginal. Si tomamos en cuenta lo anterior, durante mayo y junio observamos elevados costos marginales debido a la menor disponibilidad hídrica, lo que tiene un efecto alcista sobre los precios asociados a los contratos licitados con las distribuidoras. Asimismo, esto debiese impactar en las cuentas a clientes finales, aunque habrá un desfase en el traspaso de esos costos, dado que la CNE debe informar los nuevos precios a la Contraloría para que realice toma de razón, para finalmente realizar la aplicación retroactiva”.

Impacto

La nueva Ley Corta II (reforma de 2005 que establece que las distribuidoras deberán licitar su suministro en condiciones competitivas y que el 5% de éste deberá ser provisto por energías renovables no convencionales al precio que resulte de la licitación respectiva) obligó a efectuar nuevos procesos de licitación entre generadoras y abastecedoras entre el 2006 y 2008, y comenzaron a regir a partir de enero de este año para el 90% del sistema eléctrico nacional. Con ello, se reemplaza el precio nudo (precio de energía y de potencia de punta para las subestaciones, desde donde se efectúa el suministro) y, según sostiene Catalán, estructuralmente estos nuevos contratos se encontraban en niveles menores respecto de los meses respectivos del año pasado, lo que implicó una caída en las tarifas eléctricas a clientes regulados, comerciales y residenciales, especialmente durante los primeros meses del año.

Sin embargo, las licitaciones se hicieron en momentos de alta inestabilidad para la generación energética. La crisis del gas argentino y escenarios hidrológicos desfavorables no sólo generaron políticas de racionamiento, sino que también fueron determinantes para el encarecimiento de la matriz energética, colocando los precios en niveles elevados.

A esto se sumó que las licitaciones se realizaron con poco espacio de tiempo para que existiera una mayor competencia. Según la gerente general de la consultora Energética y ex directora de la CNE, María Isabel González, “la solución nueva para la fijación de precio es buena, aunque hay un aspecto negativo que se relaciona con que en las licitaciones no hubo mucha competencia, porque hubo poco tiempo para que las empresas interesadas tomaran contratos con las distribuidoras y pudieran avanzar en nuevos proyectos. Entonces, los precios que surgieron pueden ser más elevados que los costos del sistema. Siendo un sistema bueno, en las licitaciones los precios que ofertaron fueron negativos”.

Mayor estabilidad

Pese a que hoy el escenario es distinto al que se dio al momento de las licitaciones, el alza de precios altos tendrían para rato. Esto, porque los valores relacionados a la licitación tienen una vigencia de entre 10 y 15 años, reajustándose, además, con cuatro variables que podrían generar cierto grado de inestabilidad, como lo son las valorizaciones del carbón, del gas natural, del diésel y del índice de precios a los consumidores en Estados Unidos. Esta última variable se utiliza porque la mayor parte de la estructura de costos de las eléctricas se encuentra valorizada en dólares.

Hoy, las apuestas apuntan a dar mayor seguridad y alejar los fantasmas de racionamiento. Es por ello que el sector energético acumula proyectos de inversión por más de US$21.000 millones, según el Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA). Entre éstos destaca el de la Central Termoeléctrica Castilla, de 2.100 MW, por parte de MPX Energía Chile, y que involucra montos por unos US$4.400 millones; además de la polémica central HidroAysén (proyecto de las generadoras Colbún y Endesa) de 2.750 MW y con un costo aproximado de US$3.200 millones.

El parque generador es más amplio en términos de cobertura, afirma el director ejecutivo de Electroconsultores, Francisco Aguirre Leo, “lo que se da porque la demanda no ha crecido en los tres últimos años, debido a varios factores. El precio del petróleo en 2008 alcanzó a US$150 el barril, sumado a un racionamiento obligado producto de la sequía. Además, hay que tomar en cuenta el frenazo económico de 2009 debido a la crisis internacional. Y este año ha afectado el terremoto y la falta de producción de muchas empresas importantes”.

Pero esto no significa que exista una amplia holgura de abastecimiento energético como para frenar proyectos, “por lo que todas las inversiones que están sobre la mesa son importantes y contribuyen a la seguridad del sistema”, agrega María Isabel González. Más aún si se prevé que la demanda comenzará a crecer.

Aguirre Leo prevé que ésta variará entre 1% y 2% en 2010, y que el próximo año lo hará aun más. “Todo producto de la economía chilena y mundial se fabrica con electricidad, entonces se da una correlación alta que supera el 99% entre el consumo eléctrico y la economía”, afirma el consultor.

Energías limpias

El plan energético del gobierno de Sebastián Piñera apunta a que al 2020, un 20% de la matriz eléctrica sea sobre la base de energías renovables no convencionales. Dentro de estas, figuran la geotermia, eólica, solar y pequeñas centrales hidroeléctricas, entre otras.

El ministro de Energía, Ricardo Rai-

neri, sostiene que “Chile tiene un tremendo potencial para el desarrollo de estas tecnologías, y aspiramos que al 2020 podamos llegar a que el 20% de la energía eléctrica tenga como base las energías renovables no convencionales. Este ministerio debe dar una mirada de largo plazo a las políticas energéticas del país, dado el carácter estratégico de esta área, por lo que hay que tener una visión clara de hacia dónde vamos y que el Estado dé las señales correctas para atraer inversiones”.

De hecho, esta semana Raineri destacó la contribución que la biomasa -material biológico- puede hacer a estos objetivos. El titular de la cartera explicó que Chile tiene condiciones privilegiadas para la producción de biomasa forestal, por lo que debe desarrollar un liderazgo global en el ámbito de las biorrefinerías, consistentes en la producción de biomateriales, productos químicos y energéticos a partir de biomasa forestal.

El director ejecutivo de Electroconsultores, Francisco Aguirre Leo, dice que este tipo de energía se debió haber desarrollado en el país hace mucho tiempo, “pero a mediados de la década de los 90 nos obnubilamos con el gas argentino barato, el cual finalmente fue un fiasco. Ahora hemos tenido que arreglar esto con la importación de gas natural caro, como el gas natural licuado (GNL), que cuesta lo mismo que vale el petróleo, y se ha cedido a la presión de grupos ambientalistas que ponen en riesgo al sistema”.

El ejecutivo advierte que “los grupos ambientalistas se van a ir en contra de todo, creyendo que nos podemos alimentar de viento, sol y geotermia, que son recursos renovables que se pueden utilizar sólo como complementos, pero nunca van a poder reemplazar las otras energías. Además, se puede dar un costo indirecto con limitantes a proyectos como HidroAysén, como que parte importante de la producción de cobre pueda ser castigada en precio por su huella de carbono, al ser producido con generación termoeléctrica o diésel, que es más sucia”.

Hoy, la energía nuclear no sería tema en el actual período presidencial, aunque en el Ministerio de Energía señalan que se está tratando de lograr una mayor coordinación entre instituciones como la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), la Comisión Chilena de Energía Nuclear (CChEN) y la Comisión Nacional de Energía (CNE).

La cartera encabezada por Ricardo Raineri realiza análisis tendientes a avanzar en la creación de un organismo regulador nuclear independiente, que permitirá sentar las bases en caso que se tome la determinación de impulsar la energía nuclear en Chile en el futuro, con miras a la eficiencia energética con menores precios y riesgos ambientales.

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