Políticas energéticas en Chile: las decisiones que debemos tomar hoy

EN LOS ÚLTIMOS 10 AÑOS, se ha ido arraigando en Chile la idea de que el Estado debe definir una matriz de energía de largo plazo, al tiempo que se ha instalado una suerte de preferencia tecnológica por las energías renovables no convencionales (ERNC), desatendiéndose los proyectos convencionales, como la hidroelectricidad o la generación eléctrica con carbón, y postergándose estudios en el área nuclear

En relación a las ERNC, se han establecido varias leyes y cuotas¹, suponiendo que los mayores costos totales que ello implica — y que suelen no mencionarse — son más que compensados por beneficios tales como menor impacto ambiental, amplia disponibilidad en el país y reducción de los costos operacionales del sistema. Ello no es acertado², por lo que no es conveniente incrementar — ni mantener– las distorsiones que las favorecen y que suelen sugerirse: aumentar las cuotas, acceder a tarifas especiales o someterse a reglas de licitación de suministro ad hoc, por ejemplo. El costo para los países desarrollados que han implementado estas medidas ha sido tal que actualmente las están retirando.

En todo caso, los mecanismos establecidos en Chile han cumplido ampliamente su propósito de fomento ERNC, ya que la inyección reconocida de energía duplica lo previsto por la Ley³ y el volumen de proyectos en desarrollo⁴ sugiere que éstos son atractivos, por lo que no requerirían beneficios adicionales.

La promoción de las ERNC contrasta con la situación de la hidroelectricidad convencional, que es limpia y renovable, pero prácticamente no se está expandiendo. Por una parte, los derechos de agua asociados a los mejores proyectos hidroeléctricos no son accesibles para cualquier interesado en aprovecharlos, dado que la propiedad de los mismos ya se ha otorgado a perpetuidad y, en consecuencia, la ejecución de esos proyectos puede retrasarse, cualquiera sea el motivo que el dueño del derecho tenga, a cambio del pago de una patente por no uso del derecho⁵. Por otra parte — y aquí reside la novedad –, los dueños de esos proyectos ven muy limitada su capacidad de desarrollo, con larguísimos tiempos de aprobación ambiental, social, política y judicial, además de incertidumbre respecto a si será posible llevar a cabo el proyecto. El resultado ha sido el rediseño de proyectos, tendiendo a reducir o eliminar la capacidad de embalse, achicando la potencia de las centrales y dilatando su puesta en servicio, tal como muestra la Figura 1, en la que cada punto representa a una central hidroeléctrica. La reciente puesta en servicio de Angostura (316 MW) aparece como una excepción en un escenario en el que abundan las centrales pequeñas.

Una situación más drástica aun enfrenta la generación eléctrica a partir del carbón. Aun cuando los proyectos se hagan cargo de nuevas exigencias que no son habituales ni siquiera en los países más desarrollados⁶, circunstancias no técnicas terminan frustrando su ejecución. A priori, no es posible saber cuál es el estándar que tiene que cumplir hoy un proyecto de una central a carbón para que finalmente se concrete y se desconoce cuáles van a ser las exigencias a las que se la va a someter una vez que esté operativa o, peor aun, si se va a permitir su operación — situación agravada por el proyecto de ley que impone impuestos ambientales exclusivamente a las centrales termoeléctricas. La consecuencia inmediata es la paralización de inversiones en centrales basadas en carbón y el efecto final es que los precios aumentarán en el largo plazo para compensar estas exigencias o para remplazar al carbón con una tecnología más cara. Las causas pueden diferir, pero el resultado es el mismo: energía más cara para el país, estimándose que el precio de la energía subirá alrededor de un 15% a nivel residencial⁷. Si se miran los costos marginales de largo plazo, se estiman alzas entre 27% y 127%, según cómo se reemplace el carbón⁸.

Limitada la hidroelectricidad y vetado el carbón, la siguiente opción es complementar la generación ERNC: eólica o solar, con gas natural. En un escenario con gas y con inyección de energía intermitente, las unidades a gas existentes deberían tomar y reducir carga, de modo que operen a un mínimo técnico cuando la generación ERNC sea mayor y a plena carga cuando la generación ERNC sea baja. Hoy, ello no es posible, porque no hay suficiente gas disponible a precios competitivos con el carbón; y si lo hubiera, se enfrentaría a serios obstáculos operacionales y económicos: operacionalmente, estas plantas (al igual que las plantas a carbón) fueron diseñadas para operar constantemente a plena carga, por lo que esta manera de operar reduce significativamente la eficiencia del ciclo térmico (lo que aumenta el consumo de combustible y las emisiones de contaminantes locales y de CO₂ por unidad de energía producida) e impacta negativamente en la vida útil de las plantas; económicamente, para obtener contratos de gas baratos, éstos deben ser del tipo take or pay en suministro de GNL, lo que se traduce en una obligación de colocación continúa de la central en base, lo que contrasta con el requerimiento de un despacho “flexible”.

En todo caso, si se fuerza dicha operación flexible, el dueño de la planta deberá disponer de un mayor diferencial de precios, entre la venta de energía y el costo de producción para poder recuperar su inversión, al tiempo que esta operación con gas “flexible” impactará en la volatilidad de los precios de la electricidad⁹. En suma, la idea de operar las unidades a gas como respaldo de las ERNC se traduce en un alza de precios, además de contracción en las inversiones futuras y pérdidas para inversiones existentes, tal como se ha vivido en otras latitudes. Por tanto, difícilmente se efectuarán inversiones en nuevos ciclos combinados para usar gas — a lo más, se cerrarán los ciclos abiertos existentes.

Los impactos que los expertos están previendo no son menores y, por supuesto, deberían generar alarma y reacción inmediata, especialmente cuando se afecta a toda la economía. Un estudio efectuado por investigadores de la Universidad Alberto Hurtado y Synex mostró que el impacto del retraso en las inversiones para generación eléctrica, que se ha ido acumulando a partir de 2007, ya habría producido una pérdida considerable de PIB, inversión, empleo y consumo. Habida consideración del plazo que las inversiones toman para materializarse, entre 2012 y 2019 su postergación disminuirá el PIB en 6,15%; la inversión acumulada en 17,85%; el consumo agregado en 8,6%; y el empleo en 8,31%. A modo de comparación, la reforma tributaria propuesta por el actual Gobierno espera recaudar un 3,02% del PIB anual.

El mismo estudio estimó que un aumento de 36% de las tarifas eléctricas disminuye aproximadamente en un 1,0% al PIB anual¹⁰. Sumemos los impactos: el costo de la generación con meta ERNC de un 20% al 2024: US$ 1.600 millones anuales¹¹; más el alza de costos si existe un cambio tecnológico desde el carbón al gas en el largo plazo: US$ 1.730¹² millones anuales. Así, si bien un cálculo riguroso requiere una simulación con modelos de optimización y restricciones en la expansión, además de un foco en el largo plazo, estos montos nos dan un orden de magnitud del costo de estas políticas de al menos US$ 3.330 millones anuales, equivalentes a 1,2% del PIB; a más de un tercio de lo que recaudará la reforma tributaria; o a poco más de Ch$100.000 pesos anuales por cada habitante. Y a eso habría que sumar la pérdida adicional de PIB por el tiempo que las inversiones continúen trabadas.

Si el gas tampoco fuese la tecnología de desarrollo, por las razones arriba expuestas, al costo de US$ 1.600 millones anuales por promoción de las ERNC hay que sumar el alza de los precios si el desarrollo de largo plazo se da con turbinas operando con diésel, es decir unos US$ 8.140¹³ millones anuales, con lo que el costo para el país llegaría prácticamente a los US$ 10.000 millones anuales, más del 3,7% del PIB y de lo que recaudará la reforma tributaria; unos Ch$330.000 pesos por persona perdidos cada año, al tipo de cambio de hoy. La tarifa residencial se duplica. Esto claramente no es un escenario aceptable ni deseable.

¿Qué opciones tiene Chile para continuar generando la energía necesaria para sostener el crecimiento? La mejor alternativa es dejar que la inversión en generación se defina por criterios técnicos, minimizando el costo del sistema en un ambiente de competencia y libertad económica para invertir en cualquier tecnología, garantizando un determinado nivel de seguridad de suministro y exigiendo el mayor nivel de sustentabilidad ambiental y social. El criterio de costo-eficiencia, que incluye los costos sociales y ambientales, indica que la política energética eficiente es hidroelectricidad, complementada con generación termoeléctrica eficiente. Otras soluciones representan un alza de precios permanente, e incluyen complementar las ERNC con generación en base a (i) diesel, (ii) gas interrumpible o (iii) generación hidroeléctrica de embalse.

De hecho, esto es lo que se ha observado en los últimos años. Al faltar generación térmica de base (que usaba gas argentino), el carbón y el petróleo han aumentado su participación en la matriz de generación eléctrica de manera importante, como se aprecia en la Figura 2. Tras unos años, el carbón trató de llenar el espacio dejado por el gas argentino, así como el diesel llenará el espacio que perderán el carbón y el GNL¹⁴. El único modo de que sean las renovables quienes ocupen ese espacio, al menos en parte, es haciéndolas gestionables por un centro de despacho de carga. Y el único modo de hacer gestionables a las energías renovables es considerándolas a todas, no sólo a las no convencionales: hay que sumar centrales hidroeléctricas con capacidad de embalse.

Si bien la hidroelectricidad convencional está considerada en la Agenda de Energía, las centrales hidroeléctricas de embalse no aparecen en el plan de obras oficial¹⁵, ni como proyectos en construcción ni como proyectos sugeridos para el mediano y largo plazo. La meta es generar las condiciones para revertir esta situación y, efectivamente, bajar los precios en el largo plazo.

Por tanto, si no deseamos resolver el problema del suministro de electricidad quemando petróleo, corresponde ahora emprender tres acciones:

Primero, abandonar la idea de que una matriz energética, con cuotas tecnológicas establecidas por la autoridad, es conveniente para el país. Lo conveniente es definir reglas claras, tan exigentes como sea necesario, y fiscalizarlas férreamente. Esto incluye reconocer que las leyes pro ERNC han cumplido ampliamente su objetivo de promover esas tecnologías y, por tanto, pueden ser derogadas.

Segundo, levantar las barreras legales y de otro ámbito a la inversión en tecnologías eficientes como las centrales hidroeléctricas con capacidad de embalse.

Tercero, señales concretas que convenzan a los inversionistas de que sus proyectos serán bienvenidos en la medida de que sean eficientes, cumplan con la normativa y se hagan cargo de su impacto, basándose en criterios técnicos y objetivos.

Fallar en esa tarea, o postergarla, es caro y lo pagamos todos.