Escenarios Energéticos 2030: De la retórica a la proyección

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La irrupción de las ERNC en la matriz, el rol de los megaproyectos hidroeléctricos y la potencialidad de la geotermia fueron los apuntes más destacados de este estudio, que busca definir posturas sobre la política energética al año 2030. 

 

 

Por Waldo Lobos B.

 

Pese a la gran cantidad de proyectos energéticos que han obtenido la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) por parte del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) para su desarrollo, un porcentaje importante de éstos no se han materializado.

 

Además de la latente oposición ciudadana a determinadas fuentes energéticas o proyectos en particular, hay otras situaciones que entrampan al sector, como la judicialización, falta de conexión a la transmisión, usos territoriales incompatibles (arqueológicos o indígenas), razones técnicas o económica de las mismas iniciativas e incluso mera especulación de mercado.

 

Bajo esas señales, en 2009 se creó la plataforma “Escenarios Energéticos Chile 2030”, promovida por una alianza de instituciones tanto empresariales como organizaciones sociales, con el objetivo de construir una visión energética-eléctrica compartida a partir del diálogo entre diversos actores, en los que se destaca la Fundación Avina, Programa Chile Sustentable, Asociación de Generadoras de Chile, Empresas Eléctricas A.G., Asociación de Energías Renovables y Fundación Chile.

 

“Nació por la necesidad de traspasar las discusiones sobre el tema energético de la retorica a la proyección”, señala Annie Dufey, miembro del comité técnico de Escenarios Energéticos 2030 y directora de Estudio y Desarrollo del Área de Energía y Cambio Climático de la Fundación Chile. 

 

Considerando impactos económicos y socio-ambientales, el rol de las energías renovables no convencionales (ERNC) y la eficiencia energética, entre otros aspectos importantes, el proceso permitió elaborar y analizar diferentes escenarios de generación al 2030.

 

De esta forma, en julio pasado, la segunda fase de estos escenarios fue presentada a la opinión pública. A diferencia de la primera etapa en 2011¾cuando presentaron sus propuestas las ONG Programa Chile Sustentable y Ecosistemas, las universidades Adolfo Ibáñez y Federico Santa María y la empresa Mainstream Renewable Power¾, en esta oportunidad se incluyeron no solo escenarios de generación para el Sistema Interconectado Central (SIC), sino también para el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). Además, en el análisis de 2011 los escenaristas plantearon la expansión de la matriz al 2030 sobre la base de un modelo de optimización que consideraba visiones de lo que debiera ser la matriz energética. En esta ocasión, se recurrió a centrales existentes o ingresadas a evaluación ambiental, a la vez que se consideraron las concesiones de exploración efectivamente entregadas en el caso de la geotermia.

 

“La Universidad Adolfo Ibáñez desarrolló un escenario con un criterio de mercado replicando la lógica de cómo se han decidido las inversiones del sector en el pasado y, por lo tanto, no planteó cambios radicales en la composición de la matriz. En cambio, la visión de Chile Sustentable se basó en una alta participación de ERNC tanto en el SIC como en el SING, situación que sí supone un cambio más sustancial”, indica Dufey.

 

Los resultados del trabajo de la UAI establecen que, con el pool de centrales escogidas, la hidroelectricidad será largamente el sostén del SIC, alcanzando una capacidad instalada equivalente al 51% y un 73% de participación en la generación del sistema, a lo que se suma un aporte de las pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH) de 5%, lo que daría una participación al recurso agua de casi 80%. A esto se suma un 11% de otras ERNC.

 

No obstante, para que esto ocurra es necesario que se desarrolle el potencial hidroeléctrico en la región de Aysén, lo que constituye uno de los principales focos de incertidumbre respecto al desarrollo futuro del SIC.

 

El modelo para el SING planteado por la casa de estudios establece una matriz más diversificada que lo que existe hoy, pues actualmente la participación de la termoelectricidad llega al 99%. A 2030, se espera que el 45% de la capacidad instalada corresponda a ERNC, con 24% eólica, 11% solar y 10% de geotermia. El resto lo completó carbón (35%) y GNL (15%).

 

Por su parte, el Programa Chile Sustentable determinó una fuerte participación de ERNC para su escenario al 2030 en el SIC, en que predominan las tecnologías eólica, solar y geotermia. Estas centrales candidatas se definieron a partir del Catastro de la Comisión Nacional de Riego, Corfo y concesiones geotérmicas establecidas en 2012. Annie Dufey agrega que el escenario de la ONG excluyó a los proyectos que no pertenecen al Sistema Nacional de Áreas Protegidas Silvestres (Snaspe) y los localizados en territorios indígenas.

 

El escenario propone como pilar a la geotermia, la que alcanzará, según la modelación, una participación cercana al 45% de la nueva capacidad instalada. Así, la generación a base de esta energía logra al año 2030 un 37% del total. “Considerando que la generación de mini-hidro alcanza un 6%, la eólica un 5%, y la solar un 2%, la generación total sobre la base de ERNC logra una participación de 56% al 2030. La generación termoeléctrica convencional cae al 7% y corresponde a centrales a carbón que ya estaban en operación o en fase de construcción en el año 2012”, agrega el estudio.

 

Para el SING, la proyección de Chile Sustentable definió que la energía termoeléctrica convencional sigue siendo la de mayor importancia, pero va disminuyendo su participación en el período pasando de un 99% en 2013 a un 47% de la generación total al 2030. Por otra parte, la energía solar da cuenta del 36% de la generación total al año 2030, compuesta por 14% fotovoltaica y 22% por concentración solar de potencia.

 

 

El papel de hidroelectricidad

 

Annie Dufey señala que una de las conclusiones que dejó el estudio tuvo que ver con el consenso de que la matriz energética requiere una alta participación de ERNC en las próximas décadas. “En tres de los cuatro escenarios, la penetración de energías renovables fue casi igual o mayor al aporte de las energías tradicionales. La excepción a esa tendencia fue la modelación de la Universidad Adolfo Ibáñez sobre la composición del SIC, principalmente por la presencia de las hidroeléctricas de la Región de Aisén”, complementa la profesional. 

 

Según el estudio, si los proyectos hidroeléctricos de Aisén no se materializan, el aporte de la generación de grandes hidráulicas caería por debajo del 50% al 2030, teniendo que ser reemplazadas por generación a carbón, solar, biomasa y eólica, con lo que el escenario de la UAI se ceñiría a las metas gubernamentales del 20/20 y 30/30 (20 y 30% de ERNC a los años 2020 y 2030 respectivamente) en el SIC. En ese contexto, esta modelación experimentaría una leve disminución de los costos marginales promedio del sistema a partir del 2020 con respecto a lo propuesto inicialmente, ya que la generación a base de carbón y biomasa, que tienen costos variables bajos, tendrían más auge. También se prevé que los costos de conexión troncal disminuirían en un 20%, ya que la eventual materialización de estas centrales conlleva la construcción de líneas de transmisión hacia Santiago.

 

“En la práctica, este periodo puede ser bueno para proyectos de ERNC, teniendo en cuenta que las grandes centrales termoeléctricas e hidroeléctricas no se materializarán en el mediano plazo. Esto, porque hay una serie de cabos estructurales que el sector eléctrico tiene que resolver, como el ordenamiento territorial, mejores sistemas de participación ciudadana y en algunos casos, para grandes proyectos que son estratégicos, una mejora en la institucionalidad ambiental”, señala Dufey.  Agrega que proyectos como HidroAysén, central perteneciente a las empresas Colbún y Endesa,  por su magnitud (capacidad instalada de 2.750 MW) “le restan diversificación e independencia a la matriz energética, con lo que disminuye el hecho de que el sistema sea más eficiente, estable y produzca energía más económica para todos en el largo plazo, como lo podrían otorgar las ERNC”.

 

Con el fin de que las ERNC se instalen con fuerza en la matriz, Dufey señala que es necesario eliminar o modificar algunas políticas que siguen limitando el desarrollo de estos proyectos, como el modelo marginalista. “Actualmente, este tipo de energías son discriminadas en las licitaciones de las distribuidoras, ya que bajo este modelo, que exige potencia, sí un generador de ERNC adquiere un contrato y no puede cumplir por la intermitencia natural de estas iniciativas, tiene que salir al mercado spot a comprar, con todos los riesgos que ello implica, con lo que regularmente no pueden costear su inversión”.

 

 

Potencia geotérmica

 

Otra conclusión que dejó Escenarios Energéticos tuvo que ver con la potencialidad de la energía geotérmica en Chile. Según el Programa de Estudios e Investigaciones en Energía (Prien), citado por las modelaciones, el potencial de geotermia, solamente en el SIC, es de 16 mil MW. Con ello, se demostró que este tipo de energía, al poseer un alto factor de planta, avanza en reemplazo de la generación hidráulica y la térmica a base de carbón.

 

Sara Larraín, directora del Programa Chile Sustentable−que propuso un 45% de de geotermia en el escenario del SIC−señala que “el dinamismo que entrega la  geotermia permite reducir la contaminación, los costos y la dependencia de la matriz”.

 

Sin embargo, el estudio indicó que a abril de 2013, solo dos proyectos geotérmicos  tienen aprobadas sus RCA, que en conjunto totalizan 120 MW de capacidad instalada y que no se identifican nuevas iniciativas de este tipo en tramitación ambiental, siendo que existen 73 concesiones de exploración y 6 concesiones de explotación vigentes.

 

Ante ello, Dufey destaca que la principal barrera que desafían estas centrales para su materialización viene desde el punto de vista financiero. Uno por el riesgo en el proceso de exploración de pozos de extracción, a lo que la profesional señala que se hace necesario que el Estado subsidie esta etapa, “para que los inversionistas tengan interés de explotar este recurso”. 

 

Y otro es el factor localización, dado que estos yacimientos se encuentran en lugares aislados, distantes de los puntos de consumo de electricidad y del sistema troncal de transmisión, razón por la que sus costos de conexión al sistema son altos.

 

 

Factor social

 

Annie Dufey señala que aunque las ERNC alcancen efectivamente una mayor participación en la matriz energética en desmedro de los polémicos megaproyectos como HidroAysén, de igual forma se requiere de una institucionalidad ambiental más activa y consecuente con la realidad social y económica del país.

 

“En el momento que se masifiquen los proyectos de ERNC también pueden estar expuestos a la negativa de las comunidades. De hecho, ya ha pasado con iniciativas de mini-hidro, que han tenido conflictos con los agricultores por el uso de agua de riego o los geotérmicos, que la mayoría de sus pozos se ubican cercanos a zonas de interés turístico o a comunidades indígenas locales”, indica Dufey. 

 

Para ello, Dufey señala que para que se establezca una política energética clara, tanto para la sociedad como para los inversionistas, es imperante que se definan e implementen mecanismos preventorios y reparatorios en el desarrollo de iniciativas:

 

-Ordenamiento territorial. Que las autoridades pertinentes, como los ministerios del Medio Ambiente, Energía, Economía, Vivienda, Planificación Social y Bienes Nacionales, establezcan y manifiesten las zonas en donde se pueden hacer proyectos energéticos y donde no, principalmente hidro y termoeléctricos.

 

-Esquemas de participación ciudadana paralelos al empleado por el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) para proyectos de gran magnitud. Explicarles a las comunidades aludidas sobre los reales alcances del establecimiento de un proyecto determinado y ahí preguntarles qué costo tanto social como económico están dispuestas a pagar.

 

Un modelo a seguir es el que impuso Canadá, en el que el gobierno les paga a las comunidades para que contraten a expertos, quienes les explican de forma autónoma las consecuencias positivas y negativas de un proyecto en su territorio, para que puedan opinar y decidir su futuro.

 

-Y por último, establecer un sistema de compensación fuera del SEIA que beneficie a la comunidad aludida en su totalidad. Que tenga, además, flexibilidad con respecto a los diferentes tipos de proyectos, pues no se podría exigir lo mismo a una central mini hidro que una termoeléctrica de gran impacto. 

 

Según Dufey, en la próxima versión de Escenarios Energéticos 2030 se incorporarán estas variables en las modelaciones. 

 

 

Críticas sobre los escenarios

 

No  muy contento con los resultados de los Escenarios Energéticos 2030 se mostró la Asociación Gremial de Generadoras de Chile, pues, según Annie Dufey, “contradice muchos supuestos que ellos aun mantienen, como el elevado costo de inversión de los proyectos de ERNC”.

 

Al respecto, la AG señaló que “la modelación no incorpora elementos fundamentales que compromete seriamente la robustez y credibilidad de los resultados presentados en el documento. Lo que es peor, pueden afectar negativamente la discusión pública que Escenarios Energéticos 2030 pretende estimular responsable y objetivamente”.

 

En lo específico, las generadoras indicaron que en los costos utilizados en las inversiones hubo “fuertes diferencias” con las realidades de los últimos proyectos materializados en el SIC.  

 

Esa aseveración, según la AG, se aplica para todas las tecnologías contempladas en el estudio, ya que, por ejemplo, los costos de inversión en proyectos fotovoltaicos de 2.110 US$/kW al 2012, 1.249 US$/kW al 2020 y 1.085 US$/kW al 2030 son menores a los que se observan en la realidad. Este aspecto es de gran relevancia en todos los escenarios (SIC y SING bajo “criterios inversionistas” y ERNC). Sin embargo, en el caso ERNC- SING es fundamental.

 

Por su parte, afirman que los factores de planta de centrales eólicas utilizados del orden de 30% a 35%, son mayores a los que se observan en la práctica, que rondan más bien en el rango del 25%. “Esta diferencia tiene efectos muy relevantes en los resultados del estudio”, complementa la AG.

 

La potencialidad de la energía geotérmica también fue relativizada por la asociación, que estimó que se requiere un mayor análisis de los antecedentes disponibles, pues no resulta suficiente hacer esta definición únicamente usando como base la información de las concesiones solicitadas para la prospección de potencial, muchas de las cuales pueden incluso resultar meramente especulativas. “Se recomienda utilizar algún criterio objetivo para reducir el potencial máximo de geotermia de modo de que el escenario ERNC- SIC resulte con un aceptable nivel de factibilidad”, finalizaron.

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