Por Cristián M. Muñoz y Alexander Galetovic →

El sueño alemán de sustituir la energía nuclear y los combustibles fósiles por ERNC pareciera estar llegando a su fin. El gobierno alemán introdujo la mayor reforma de los últimos 24 años, reduciendo sustancialmente los subsidios a las energías renovables y la capacidad máxima de fuentes intermitentes que se puede incorporar al sistema.

Origen y metas de la Energiewende1

Desde hace más de veinte años Alemania es el principal promotor de las energías renovables no convencionales (ERNC), principalmente la biomasa, el viento y la energía solar fotovoltaica (FV). En diciembre de 1990 el parlamento alemán, el Bundestag, aprobó la primera de ley de fomento a las energías renovables no convencionales (ERNC), el Stromeinspeisungsgesetz y obligó a las distribuidoras a comprar energía generada desde estas fuentes. Desde entonces sucesivas leyes aumentaron la magnitud del fomento. En abril de 2000 se introdujo el Erneuerbare Energien Gesetz o Ley de energías renovables (EEG), que se modificaría en agosto de 2004, enero de 2009 y enero de 2012.

La finalidad de la EEG es aumentar la participación en la generación de electricidad de las ERNC a 35% en 2020, 50% en 2030, 65% en 2040 y 80% en 2050.

La finalidad de la EEG es aumentar la participación en la generación de electricidad de las ERNC a 35% en 2020, 50% en 2030, 65% en 2040 y 80% en 2050. Además, en 2020 el 18% de la energía primaria debería generarse con ERNC. La ley obliga al operador del sistema a conectar las ERNC a la red eléctrica a su costo y a comprar toda la energía pagando una feed-in tariff. A su vez, el costo se les traspasa a los consumidores, quienes pagan tarifas más altas por la electricidad. De esta forma, los generadores de ERNC no pagan por la transmisión y reciben un pago fijo por kWh generado — un subsidio pagado directamente por los consumidores —2. Los valores pagados a partir de 2012 se muestran en el Cuadro 1.

Inicialmente se creía que a la fuerte inversión inicial en ERNC le seguiría la natural maduración tecnológica. Entonces las ERNC serían competitivas con la energía generada con combustibles fósiles y la sustituirían. Así Alemania se libraría de la molesta y costosa volatilidad de precios de los combustibles fósiles y contribuiría a mitigar emisiones de CO2 y el cambio climático3. Sin embargo, los resultados han sido un tanto distintos a los esperados.

Los resultados

Como política de fomento, la EEG ha sido eficaz. En efecto, tal como se aprecia en el Gráfico 1, entre 1991 y 2012 la generación de electricidad con ERNC se multiplicó unas 10 veces, desde poco menos de 15 TWh en 1991 hasta poco menos de 140 TWh en 2012; su participación en la generación de electricidad aumentó desde 3% del total en 1991 a 24% en 2012 y se empinó hasta 27% durante el primer trimestre de este año. Nótese que, según se aprecia en el Gráfico 1, la tasa de crecimiento de la generación con ERNC se aceleró después de 2000, cuando elBundestag pasó el EEG.

Con todo, el crecimiento de las ERNC ha causado problemas. Durante algunas horas del día la generación ha superado al consumo y operador del sistema de Alemania se ha visto obligado a exportar energía a cualquier precio. Por ejemplo, al medio día del 11 de mayo de este año, un día sin nubes y con mucho viento en toda Alemania, el 75% de la electricidad provino desde fuentes renovables y montos considerables se tuvieron que exportar. Los países vecinos se han quejado porque no saben qué hacer con los excedentes de energía. Y la intermitencia y descontrol de las fuentes eólicas y solares están causando problemas operacionales en el sistema de potencia. A ello, hay que añadir el desgaste adicional de las centrales termoeléctricas que están siendo sometidas a un fuerte estrés, ya que deben subir y bajar constantemente su nivel de generación, de modo de respaldar la generación ERNC intermitente.

Desde 2000 la suma de los subsidios recibidos por las ERNC supera los 100.000 millones de euros.

Las ERNC también cuestan más que la energía convencional. Un artículo publicado por el Financial Times en octubre pasado señala que en 2014 las ERNC recibieron poco menos de 24.000 millones de euros (alrededor del 0,9% del PIB); desde 2000 la suma de los subsidios recibidos por las ERNC supera los 100.000 millones de euros. Así, en diez años el precio por MWh de la electricidad para un hogar común aumentó desde unos US$180 hasta $290, necesarios para pagar los US$233/MWh que costó el subsidio. Por supuesto, el mayor costo de la energía es una amenaza para la industria alemana y a unas 2.000 empresas se les eximió de pagar el subsidio – con los respectivos reclamos de la industria del resto de Europa.

Por último, Alemania sigue dependiendo de la energía nuclear y de los combustibles fósiles (carbón norteamericano, petróleo del Medio Oriente y gas ruso). En 2013 el consumo de carbón alcanzó su nivel más alto desde 1999, impulsado por las importaciones de carbón desde los Estados Unidos. Y a pesar de los subsidios, en 2012 el 83% de la energía primaria consumida en Alemania provino de combustibles fósiles, 7% fue generada en centrales nucleares y sólo el 8% provino de ERNCs.

Las reformas a la EEG

Los subsidios a las ERNC 2017 se recortan desde US$233/MWh a US$165/MWh.

El European Energy Review resumen las reformas del proyecto. De acuerdo con el proyecto, de ahora en adelante se le pagarán solamente a los proyectos eólicos y solares fotovoltaicos más pequeños y más eficientes. Así, a partir de 2015 se acaban los subsidios para centrales ERNC mayores que 500kW y el límite caerá a 250kW en 2016 y a 100kW en 2017. Además, con el fin de limitar la penetración de energía intermitente, se subsidiará sólo hasta un máximo de 2.500 MW al año de centrales eólicas en tierra y solares fotovoltaicas.

Los subsidios a las ERNC en 2017 se recortan desde US$233/MWh a US$165/MWh. Más importante, las feed-in tariffs serán sustituidas por licitaciones de ERNC y se termina la obligación de comprar toda la energía que las ERNC generen —los productores de ERNC asumirán el riesgo de comercialización. Por último, y debido a reclamos por competencia desleal desde el resto de la Unión Europea, se terminan las preferencias para unas 2.000 empresas que ahora no pagan cargos adicionales por ERNC.

Otros países de Europa también están experimentando problemas similares a los alemanes. La IEA reporta que los altos costos de la ERNC se repiten prácticamente en toda Europa. El Gráfico 2 muestra que los costos monómicos (en inglés Levelized Cost of Energy o LCOE) de las ERNC son muy superiores que los costos de tecnologías termoeléctricas (carbón y gas).

Lecciones para Chile

Chile ha seguido la moda de las ERNC imponiendo cuotas de producción (las sucesivas leyes 10/24 y 20/25) y las ha eximido del pago de la transmisión. A lo anterior se le podrían sumar nuevos subsidios: obligación del resto de los generadores de comprar la energía generada por ERNCs a precios estabilizados en licitaciones exclusivas, traspasándoles el riesgo de comercialización creado por el suministro intermitente; y bloques especiales en las licitaciones de las distribuidoras (propuesta reciente liderada por ACERA, entidad gremial que reúne a los productores de ERNC del país). ¿Deberíamos esperar mejores resultados que los alemanes?

La ley 20/25 le debería costar al país a lo menos US$500 millones de dólares al año.

De acuerdo con varios estudios que se difundieron mientras se discutía la ley 20/25, las cuotas de generación con ERNC no aumentarán los costos de abastecimiento; algunos incluso afirmaron que existía disponibilidad abundante de ERNC a costos monómicos por debajo del carbón o el GNL4. Sin embargo, la mayoría de estas estimaciones se sostienen en suponer costos de inversión de ERNC irrealmente bajos y decrecientes por supuestas mejoras tecnológicas, factores de planta irrealmente altos5, disponibilidad abundante y rápida de ERNC e ignoran las consecuencias de la intermitencia sobre el sistema de transmisión y la operación del resto de las centrales6.

De manera similar, estimaciones de Galetovic y Hernández respecto de un suministro eficiente sin restricciones a las centrales convencionales hidroeléctricas y de carbón (por el momento un supuesto un tanto heroico, si bien conservador) indican que la ley 20/25 le debería costar al país a lo menos US$500 millones de dólares al año y a los consumidores unos US$800 millones sólo en el SIC8. Esta pérdida social es similar a la que causó la pérdida del gas argentino.

Por su parte, Olmedo y Clerc evalúan la meta del 20% de ERNC al 2025 y advierten que cualquier aumento de la penetración de las ERNC aumentará los costos totales de suministro del sistema eléctrico y los precios a consumidores finales.. Finalmente Urzúa estima que sustituir generación convencional por ERNC cuesta US$68/MWh más, elevando el costo monómico de la energía reemplazada con ERNC a US$160/MWh.

El que una política de ERNC sea costosa no debería sorprender. Con la excepción de la energía hidroeléctrica, Chile no tiene mayor ventaja en el acceso a las tecnologías renovables y los factores de planta (factor que mide la utilización de la potencia instalada) no serán distintos a los valores promedio del mundo — Por eso, los resultados de la política de ERNC chilena muy probablemente serán similares a los de la Energiewende alemana: alto costo de la electricidad; fuertes inversiones en la red de transmisión para acomodar las violentas fluctuaciones de la disponibilidad de ERNC; crecientes problemas operacionales en los sistemas interconectados ocasionados por la intermitencia de la generación eólica y solar fotovoltaica, lo que obliga a instalar respaldos, aumentar los márgenes de reserva operacional, y a sobreexigir a las centrales termoeléctricas para que acomoden frecuentes y bruscos cambios de carga, y, por supuesto, dependencia de la energía fósil en su forma más cara, el diésel.

Como sea, las ERNC seguramente son un lujo que los alemanes pueden pagar por ser ricos. En cambio Chile es un país en vías de desarrollo con industria intensiva en energía y que necesita de energía abundante, a bajos costos y que impacte en la menor medida posible al medio ambiente. Sumarse a la moda de las ERNC seguramente nos costará caro a cambio de poco o nada. Seguramente, más temprano que tarde Chile también tendrá su Wende de la Energiewende.

Notas

  1. En alemán “Wende” significa “cambio radical”. Por ejemplo, a la desaparición de la República Democrática Alemana (DDR) en 1989 y su reforma radical se le llamó “die Wende”. El término “Energiewende” data de 1980, introducido por Florentin Krause, Hartmut Bossel y Karl-Friedrich Müller-Reißmann en Energiewende Wachstum und Wohlstand ohne Erdöl und Uran (Fischer Verlag, Frankfurt) y denota la sustitución de los combustible fósiles y el uranio por ERNC.
  2. Nótese que la tarifa recibida por las centrales solares fotovoltaicas llega casi a US$300/MWh.
  3. La volatilidad del precio del petróleo la causan factores incontrolables tales como las crisis en países del Medio Oriente o el comportamiento de la OPEP (OPEC por sus iniciales en inglés), cuyos países miembros son dueños del 73% de las reservas probadas de petróleo. Alemania en su calidad de país desarrollado se comprometió con metas de reducción de CO2 en el Protocolo de Kioto 1 y posteriormente, con un segundo período en la Conferencia de las Partes de 2011 (COP-2011) en Durban.
  4. Por ejemplo, el informe del CADE supone que hay ERNC capaces de generar poco más de 20.000 GWh (alrededor del 40% del consumo actual en el SIC) a unos US$60/MWh de costo monómico, poco menos de dos tercios del costo monómico del carbón. Estos supuestos son bastante optimistas si se comparan con los costos monómicos reportados por la IEA (Renewable Energy Mediun Term Market report 2013, figura 88, página 170), en este informe se puede apreciar el amplio rango de valores en los que puede fluctuar la ERNC, en donde el máximo valor puede llegar a duplicar, y en algunos casos triplicar, al valor mínimo de la muestra. En esta misma figura también se puede apreciar que los valores de la ERNC superan varias veces el precio promedio anual de la energía.
  5. Por ejemplo, Escenarios Energéticos supone factores de planta eólicos en su mayoría por sobre 30%. Sin embargo, en Chile el factor de planta promedio fue 18% en 2012. El factor de planta promedio del viento en el mundo es 21% (V. Smil, ”A Skeptic Looks at Alternative Energy”, IEEE Spectrum, 2012). En 2012 el factor de planta varió entre 18% en Italia y 33% en los Estados Unidos(IEA Wind 2012 Annual Report, Cuadro 12). En Europa, entre 2003 y 2007 el factor de planta fue 21% (N. Boccard, ”Capacity Factor of Wind Power Realized Values vs. Estimates”, Energy Policy 47, 2679-2688, 2009). El factor de planta promedio mundial de la centrales solares fotovoltaicas fue 11% (V. Smil, op cit.). En los Estados Unidos entre el 2008 y 2013 el promedio fue 20% (US Energy Information Agency, 2014).
  6. Por ejemplo, si bien el informe del CADE modela la intermitencia de la ERNC, concluye que la expansión con ERNC apenas si aumentaría el costo de abastecimiento. Sin embargo, supone que en 13 años se pueden invertir 980MW de geotermia, equivalentes al 10% de la capacidad geotérmica mundial. No sólo eso: de acuerdo con el Statistical Review of World Energy de BP, entre 1995 y 2010 se construyeron en todo el mundo 2.747 MW de capacidad geotérmica. Sólo Indonesia (879 MW) y Filipinas (812 MW), ambos países con campos geotérmicos y Nueva Zelandia (477 MW), país que fue prospectado por el estado hace décadas, llegaron a magnitudes como las supuestas por el CADE. El Renewable Energy Mediun Term Market report 2013, elaborado por la IEAreporta costos monómicos entre US$40 y $200/MWh, costos mucho mayores a los supuestos por el CADE.
  7. Todos los valores en dólares de 2012.
  8. Pérdida social equivalente a 1/6 del costo de abastecimiento anual del SIC, incluyendo capital, combustible y medio ambiente, pero sin incluir los aumentos del costo de la transmisión y de respaldo necesarios para manejar las intermitencias del viento y del sol.

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