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Actualizado el 29/09/2013
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El alto costo que pagará Chile por las energías renovables

Autor: Carolina Pizarro

Unos US$ 500 millones anuales, equivalentes a lo que enfrentó Chile cuando perdió el gas argentino, será el precio para el país de la Ley 20/25, que establece que el 20% de la matriz energética estará compuesta por energías renovables hacia 2025, plantea un estudio de Alexander Galetovic y Cristián Hernández.

El alto costo que pagará Chile por las energías renovables

PERDER nuevamente el gas natural argentino por una vez. Ese es el impacto que tendrá en el país la implementación de la ley que busca que el 20% de la matriz energética esté compuesta de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) hacia 2025. La normativa, aprobada hace unas semanas, formó parte de un acuerdo parlamentario para zanjar la ley de concesiones eléctricas.

Alexander Galetovic y Cristián Hernández, quienes elaboraron un estudio para la Cámara Chilena de la Construcción (CChC) sobre el impacto de la propuesta anterior (20/20), indican que la implementación de la nueva ley provocaría un impacto en el sistema eléctrico similar al que provocó la falta de gas argentino como insumo para generar energía. Con esto, el país perdería, desde el momento en que se adopte la norma, unos US$ 500 millones al año, igual que con el 20/20. La diferencia, plantea Galetovic, es que con el 20/25 se posterga el impacto por unos años. Pero el costo anual es el mismo.

En su análisis, los académicos de la Universidad de los Andes afirman que el combustible más conveniente para expandir el sistema eléctrico chileno es el gas natural argentino. Esto, pese a que hoy no es posible traerlo desde el país vecino por el incumplimiento en el envío del energético a partir de 2004, situación que ocasionó una importante crisis energética en el país a finales de esa década. Sin gas natural argentino, la alternativa más barata son los grandes proyectos hidráulicos.

En todo caso, el impacto es menor con la propuesta que entregó en 2011 el Comité Asesor para el Desarrollo Eléctrico (Cade), el que implica una meta de 15% hacia 2024 y tendría un costo de unos US$ 150 millones anuales, dice.

Galetovic es partidario de eliminar cualquier meta, incluso el requisito estipulado en la ley que opera desde 2007, que considera llegar a 10% a 2024. De no eliminarse, entonces es conveniente postergar la llegada de esos costos el mayor tiempo posible. Una propuesta como el 30/30 -que entregó la candidata de la Nueva Mayoría, Michelle Bachelet-, implicaría unos US$ 1.000 millones. “Lo único bueno de esa idea es que habría 10 años menos de alza de costos”, añade.

Si de costos se trata, el mayor efecto de la ley que impulsa la presencia de energías renovables recaerá en los consumidores finales. De acuerdo con el análisis, tanto para los clientes regulados como los libres (empresas mineras e industrias, entre otras), la pérdida se estima en unos US$ 800 millones. Esto se explica por el mayor precio de la energía y por la pérdida de producción en industrias y mineras que consumen electricidad. En ese contexto, el cliente baja su consumo de energía, debido a que enfrenta precios más caros. También hay otro factor: la intermitencia de la mayoría de las energías renovables, como la solar y la eólica. “Este es un costo importante, pero nuestro estudio no lo mide”, apunta Galetovic.

Precios al alza

El estudio sitúa el valor del gas natural argentino entre US$ 40 y US$ 50 por megawatt/hora (MWh), tomando como referencia los contratos firmados por las eléctricas en 2004. Este precio es inferior al rango que va de US$ 60 a US$ 80 por MWh de la generación hidroeléctrica, incluyendo en estos precios el valor de transmitir la energía. También se compara con el rango entre US$ 80 y US$ 90 MWh de la generación en base a carbón y GNL.

Con la normativa que viabiliza el uso de las ERNC, según el informe, el valor de la energía subirá entre US$ 15 y US$ 20 por MWh, por sobre el precio de expansión eficiente. En promedio, éste aumenta desde unos US$ 90 por MWh a US$ 105 por MWh. El impacto es menor con la propuesta del Cade, pero sólo si la expansión del Sistema Interconectado Central (SIC) se hace en base a hidroelectricidad. En ese escenario, el precio es unos US$ 7 por MWh por encima del precio de expansión eficiente. “Si se da este escenario, se puede aspirar a precios del orden de US$ 80 y 90 por MWh. Después, cuando se empiecen a poner leyes 20/20 y otras, el precio aumentará entre 15% y 25%, dependiendo de la meta y el tiempo para cumplirla”, apunta el académico.

Defectos

Las energías renovables no convencionales tienen tres defectos importantes, en opinión de Galetovic. El primero es que no tienen la capacidad física para sustituir las tecnologías que permiten expandir el sistema eléctrico, como el agua, el carbón y el GNL. Ambientalmente, además, no generan mayor impacto.

“Los crecimientos del sistema eléctrico se enfrentarán con tecnología térmica, carbón, GNL o incluso diésel. La energía renovable, con un 15%, 20% o 25%, dependiendo de la norma, está sustituyendo a la energía de base, cuyo porcentaje en la matriz eléctrica es mucho mayor que eso. Por eso ambientalmente no tienen impacto”, estima. Agrega que las energías fósiles están siendo monitoreadas por la norma de emisiones termoeléctricas, que “son estrictas”, y que las centrales ya están contribuyendo con menos emisiones. “Como la normativa está siendo extremadamente eficaz en estas reducciones, las emisiones que restarán las energías renovables son muy pocas”, asegura.

Otro punto es el costo. Sólo un 5% de las fuentes renovables es barata. Ese es el caso, añade, algunas de las centrales minihidro (de hasta 20 MW) y de las unidades de biomasa o biogás. De hecho, es crítico de las versiones sobre la caída en los precios de los paneles solares. En su opinión, la baja no se produce por efecto de una mejora tecnológica. “Buena parte de la caída de precios se explica por un exceso de oferta, porque en el último tiempo han quebrado todos los oferentes no chinos y ahora últimamente también los chinos, pese a que ese país está subsidiando la producción”, explica.

Otro problema de la implementación de las ERNC es que con un costo de operación más bajo, desplazan a la energía eficiente en el despacho de energía. Esto, indica, posterga aún más las inversiones en energías llamadas convencionales.

Visión crítica

Si bien la inclusión de las ERNC elevará el valor de la energía, no realizar proyectos de generación también significará un alza. “Si los problemas se resolvieran hoy, el alto valor del costo de la energía se extendería hasta 2017 o 2018. Pero como eso no va a suceder, la situación de altos precios se mantendrá hasta, por lo menos, 2020”, anticipa. “Esencialmente, los problemas comenzaron en 2009, pero el escenario cambió después de la detención de Central Barrancones. Desde ahí no se ha empezado a hacer ningún proyecto grande. Para que los costos bajen, hay que invertir y hoy no se puede, como se vio con Castilla y ahora con Punta Alcalde. Para que los costos caigan, los crecimientos de demanda tienen que ser abastecidos con proyectos convencionales grandes”, agrega.

Por eso, a su juicio, el uso de diésel como tecnología de expansión no se ve tan lejano. “Si no se solucionan las cosas, probablemente el sistema se expandirá con diésel, que cuesta casi el triple que el carbón o el GNL. Si la alternativa es cortar la luz, esa será la solución“, opina.

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