El impacto que tendrá en los usuarios y el sistema eléctrico el rechazo a Castilla

Chile

Un costo de US$ 1.000 millones para el sistema, un efecto en precios para las empresas y los usuarios residenciales, un mayor desarrollo del GNL y la necesidad de una planificación territorial, son los efectos del rechazo del megaproyecto a carbón, según los expertos.

03 de Septiembre de 2012.- El rechazo de la Corte Suprema al proyecto Castilla, ligado al empresario brasileño Eike Batista, tendrá una serie de consecuencias para el sistema eléctrico. Efecto en precios y menor oferta de energía serán algunos de los impactos de no contar con una generación de 2.100 MW en la Tercera Región, cuya primera etapa se contemplaba para 2016. “La iniciativa representa casi un tercio de las nuevas necesidades de energía del principal sistema eléctrico para los próximos 10 años. No contar con esa oferta tendrá impactos relevantes en costos”, advierte el ex ministro de Economía y presidente de Guacolda, Jorge Rodríguez. Coincide el presidente de Colbún, Bernardo Larraín: “El retraso de los proyectos o la no realización de éstos generarán un encarecimiento de la matriz futura”.

1. La factura para el sistema: US$1.000 millones

El fallo de la Suprema no será gratis, advierten los expertos. “No habrá apagones o black out, pero sí una energía cara. El efecto de largo plazo es el encarecimiento de todo el sistema”, afirma el ex secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Sebastián Bernstein. No contar con Castilla, explica, tendrá un impacto significativo en los costos de operación del Sistema Interconectado Central (SIC), que va de Taltal a Chiloé y abarca al 94% de la población. Un mayor costo que llega a US$ 1.000 millones, estima. “Sólo entre 2016 y 2018 el mayor costo de operación del sistema en su conjunto sería de US$ 500 millones, porque el costo variable total del sistema central aumentaría en 10%”, indica. Esa factura será mayor en el lapso siguiente. “Si uno extiende el período más allá de 2018, se puede estimar que el mayor costo neto para el sistema de no tener Castilla sería de unos US$ 1.000 millones, independiente de si está HidroAysén”, calcula. Ese mayor costo, señala, lo absorberán una parte los generadores y otra los consumidores.

¿Por qué el alza? Porque para reemplazar la oferta de energía de Castilla habría que operar en mayor volumen con gas natural licuado (GNL), que es un 25% más caro que producir con carbón, precisa.

“Puede ser que el costo total supere los US$ 1.000 millones, porque para sustituir al carbón, además del GNL habrá que recurrir al petróleo diésel, que es dos y hasta tres veces más caro”, apunta María Isabel González, ex secretaria ejecutiva de la CNE. Hasta fines de 2017, añade, habrá limitaciones en la red de transmisión entre Santiago y Copiapó. Con esas restricciones y sin Castilla, habrá que producir más caro en la Región de Atacama, porque no se podrá transportar energía desde la zona sur. “Con Castilla operando, habría más oferta de energía competitiva disponible a nivel local”, dice.

2. El costo de reemplazo

“No es fácil reemplazar un proyecto así con iniciativas competitivas”, enfatiza Vivianne Blanlot, ex secretaria ejecutiva de la CNE. “Las ERNC (Energías Renovables No Convencionales) y la hidroelectricidad pueden hacer un aporte, pero no solucionan el problema, por la magnitud de energía requerida y porque requieren energía de base que sólo la térmica puede dar”, agrega Alejandro Jadresic, ex ministro de Energía.

Para Hugh Rudnick, académico de la Universidad Católica, sin carbón la siguiente alternativa es el GNL, que implica una reorientación de la matriz a un combustible menos contaminante, pero más caro, incluso con los menores costos del shale gas a mediano plazo. “Este desarrollo implicaría en el largo plazo tener que asumir un costo adicional de alrededor de US$ 20 por cada megawatt hora (MWh) generado”, asegura.

Hoy los precios del energético que llega al país varían entre los US$ 15 y US$ 17 por millón de BTU. “El mayor uso de GNL implicará un incremento de, al menos, 20% en el costo de generación”, asegura María Isabel González.

Jadresic menciona que mientras el costo de desarrollo del carbón se aproxima a los US$ 100/MWh, el del GNL llega a US$ 120/MWh y el del petróleo a los US$ 200 MWh.

Para Francisco Aguirre, director de Electroconsultores, una parte de la generación de reemplazo del carbón será con diésel, porque hay oferta instalada por unos 3.000 MW. Pero, agrega, a diferencia de la crisis del gas, en que la generación con petróleo se hizo con centrales de ciclo combinado, ahora se utilizarán equipos menos eficientes y, por lo mismo, más caros. “En la crisis del gas se producía electricidad con petróleo a precios de entre US$ 150 MWh y US$ 200 MWh. Ahora, sin Castilla, el costo irá de US$ 250 hasta US$ 300 MWh, versus los US$ 85 o US$ 90 MWh que se pagarían con Castilla”. En Perú, indica, se han firmado contratos entre grandes clientes y generadoras por US$ 50 y US$ 60 MWh. “Frente a eso, tenemos clientes que tras el fallo han decidido no hacer sus proyectos por falta de energía competitiva”, dice. El problema de los motores diésel, según Blanlot, es que pueden fallar, porque no están diseñados para un funcionamiento continuo.

En el escenario futuro, el aporte de las ERNC no será relevante. “Recién a 2024 representarán el 15% de la matriz”, prevé Rudnick. Blanlot acota: “Un sistema no resiste más de 20% o 25% de ERNC, por un tema de estabilidad”.

3. Efectos en usuarios

La cuenta por el mayor costo de operación del sistema la pagarán principalmente los grandes clientes, pues suscriben directamente sus contratos con las generadoras. “Como los contratos son libres, los costos futuros se traspasan a las tarifas de grandes clientes. Todo lo que implique mayor costo será transferido de inmediato a ellos”, afirma Aguirre.

El tema es crucial para la minería, porque la energía representa el 20% de sus costos. Según datos de Cochilco, la demanda de energía proyectada a 2020 para el sector minero será el doble de lo que requieren hoy, con 3.000 MW adicionales.

Joaquín Villarino, presidente ejecutivo del Consejo Minero, cree que “seguiremos con costos marginales fijados por el diésel y la no incorporación de Castilla implica que en vez de estar a US$ 140 o US$ 150 MWh el precio spot, estará en US$ 220 o US$ 240. El problema es que hoy las empresas no están firmando contratos a largo plazo. Los acuerdos se pactan a precio spot”.

La decisión judicial no sólo traerá alzas de precios para las empresas. También habrá un efecto sobre el sector residencial en las futuras licitaciones de suministro que tendrán que hacer las distribuidoras. “No existe oferta eficiente para cubrir nueva demanda residencial”, asegura Rodrigo Castillo, director ejecutivo de Empresas Eléctricas AG. Este efecto no será de un día para otro. “Dada la lógica que tiene la fijación de precios regulados, con contratos a largo plazo, en el corto plazo los proyectos no tienen un efecto directo sobre los usuarios residenciales, pero la imposibilidad de vislumbrar energía competitiva a futuro en el mediano y largo plazo afectará a las personas en forma significativa”, indica Castillo. Hoy, agrega, las distribuidoras tienen dificultades para colocar ofertas de compra de energía a US$ 130 por MWh. “Cuando partió el sistema de licitación, en 2006, se contrató energía a US$ 60, y ahora, a más del doble de ese precio, no estamos consiguiendo ofertas”, señala.

4. Retraso en proyectos

El rechazo de Castilla tendrá repercusiones para otras iniciativas. La central tiene un efecto en la toma de decisiones del resto de la industria, explica el subsecretario de Energía, Sergio del Campo. “Un proyecto de esta magnitud afecta la entrada de proyectos más pequeños, que no ingresaron en su momento, porque por economías de escala no les resultaba conveniente competir”, indica. Tras el nuevo escenario sin Castilla, añade, “esos proyectos, que no se hicieron y quedaron stand by, tendrán que reaccionar, pero en ese lapso se producirá un alza de precios, particularmente en el mercado spot y también en las licitaciones de las distribuidoras de electricidad”.

Según cifras del gremio generador, sólo el 11% de los proyectos eléctricos de la última década está en construcción. “No hay grandes centrales en construcción para la demanda de los años futuros”, sostiene René Muga, gerente general de la Asociación de Generadoras.

5. Precios altos por seis años

“No hay una amenaza de no contar con energía eléctrica, porque tenemos capacidad instalada que excede la demanda. El problema es que el precio de la energía en Chile es uno de los más caros de América Latina”, dice Jorge Rodríguez.

El país tiene uno de los niveles más altos de precios de la energía para los clientes regulados (hogares). Según la Agencia Internacional de la Energía y la Organización para la Cooperación de Desarrollo Económico (Ocde), desde 1998 los precios de la electricidad para los clientes residenciales chilenos se han casi cuadruplicado. De los 33 países de la Ocde, 22 tienen precios más bajos de la energía para usuarios residenciales que Chile.

Y la tendencia se mantendrá, advierten los expertos. “Al menos hacia 2016, el país seguirá teniendo costos altos por la ausencia de proyectos eficientes”, estima Rodríguez. Aguirre proyecta que los elevados precios se mantendrán por los próximos seis años.

El propio gobierno lo reconoce. “El rechazo del proyecto (Castilla) significará que estaremos por algunos años más con costos de la energía más altos”, dijo esta semana el ministro de Energía, Jorge Bunster. La autoridad explica que hasta que no se concluyan los trabajos de fortalecimiento de la red de transmisión que permitan conectar nueva oferta, dentro de cinco años más los precios no bajarán.

“La no realización del proyecto Castilla perpetuará una situación de elevados precios en el SIC, en particular en el norte del sistema”, agrega Ramón Galaz, gerente general de Valgesta. La expansión del sistema troncal de transmisión y la interconexión del SIC y el SING son positivas, señala Jadresic, pero por sí mismas no resuelven el problema, porque la principal dificultad es la falta de generación. “El precio queda determinado esencialmente por el costo medio de desarrollo de las tecnologías térmicas eficientes, en particular el carbón. Salvo que se impulsara un plan de emergencia para instalar plantas que utilicen carbón o gas, tendremos precios sustancialmente más altos, lo cual frenará la actividad económica, en particular, los proyectos mineros”, advierte.

6. Ordenamiento territorial

El episodio de Castilla demuestra la necesidad de contar con una planificación territorial, afirma Blanlot. “En la Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico (Cade) recomendamos un ordenamiento territorial, que defina áreas vetadas para estas centrales, pero otras zonas aptas para posibles desarrollos termoeléctricos”, señala Blanlot.

Para facilitar la instalación de centrales, consigna el informe del Cade, se debería considerar “la venta de bienes nacionales, el otorgamiento de concesiones en bienes fiscales y facilitar el otorgamiento de permisos territoriales y ambientales, sin relajar los estándares exigidos”.

Una opción, agrega el reporte, es que el Estado desarrolle y pre-apruebe proyectos térmicos en esas zonas o compre proyectos a terceros y los licite y concesione, en un esquema similar al de las carreteras”.

LTOL
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