Un balance tranquilizador, realiza el gerente general de Colbún, Bernardo Larraín, de la actual situación de abastecimiento eléctrico. Pone una nota de calma, a las preocupaciones que existen en el sector acerca de la seguridad del suministro y aunque no pone las manos al fuego, en que no hay riesgo para el sistema, enfatiza una y otra vez, que hay capacidad de respaldo de centrales a diesel suficiente para enfrentar el corto plazo, es decir, al 2008.
En adelante, sostiene que “la estrechez” del sistema dependerá de que entren en operación las centrales a carbón que están en curso y prevista su operación para 2010. De ahí, que reconoce que la situación más crítica para la zona central será el 2009, año en que la holgura entre oferta y demanda será más estrecha.
-¿En qué punto de estrechez se encuentra el sistema eléctrico?
-Por condiciones hidrológicas favorables, en los últimos dos años, estamos con cierta holgura en suministro físico, no así desde el punto de vista de los costos de generación. Basta que disminuya la disponibilidad de gas natural, o que se atrasen las lluvias, para que centrales térmicas tengan que operar con diesel, lo que representa un costo 4 a 5 veces mayor. Por lo tanto, estamos expuestos a altos costos de generación, que finalmente tienen que asumir las generadoras o los clientes finales.
-¿Cuál es el período más complejo?
-Según estudios de Galetovic respecto de la probabilidad de falla, hacia fines de 2009 con años hidrológicos secos y atrasos en proyectos en construcción, podría haber una situación complicada. Entre 2007 y 2008 la situación de suministro físico está asegurada. Ahora, la holgura no es muy amplia, se agrava la situación hacia fines del período 2009-2010, donde supuestamente deben entrar las centrales que están en construcción o desarrollo hoy en día, principalmente centrales a carbón, si se atrasan esas centrales pueden haber algunas dificultades.
-¿A 2008 cuáles son los riesgo?
-En los próximos 2 años la situación presenta un balance, aunque estrecho, satisfactorio. Hay capacidad de respaldo, por ejemplo, Colbún tiene la central Nehuenco III; las centrales Candelaria y Antilhue. Y hay otros; Gener puso en marcha su central Los Vientos, Southern Cross, por estos días empieza a operar su central Campanario; Pacific Hydro también tiene proyecto de respaldo, que para los próximos dos años permiten asegurar un respaldo físico del suministro, pero habrá que incurrir en precios superiores de la electricidad en el mercado.
-La energía para los consumidores seguirá al alza…
-Lo ha dicho el gerente general de Chilectra, el presidente de la asociación de distribuidoras, la autoridad. No hay duda de que observaremos precios para todos los segmentos del mercado crecientes, sobre todo en los próximos 3 a 4 años. No hay grandes proyecto de generación que entren en operación en este período, por lo tanto, se va a recurrir a la capacidad de respaldo que es más cara y eso va a redundar en mayores precios de la energía.
-¿Qué porcentaje de maniobra da la estrechez que tiene el sector eléctrico?
-Hoy el SIC tiene más o menos 8.400 MW de capacidad instalada, y la demanda máxima el 2006 estuvo en torno a los 6 mil. La holgura anterior si bien adecuada, está bastante ajustada dada la volatilidad que presenta la generación hidrológica. Al final hay muchos parámetros: gas natural, año hidrológico, precios de los combustibles que afectan este balance, pero en lo físico hay capacidad para enfrentar una situación hidrológica desfavorable.
-La seguridad de suministro descansa en centrales de respaldo
-Hay una capacidad de respaldo adecuada para una situación crítica en los próximos dos años. Pero insisto, no voy a decir que hay cero riesgo de una situación de suministro complicada, sería imprudente, pero por lo menos la capacidad instalada, las señales de precio, la acción de los privados existentes y nuevos, la acción de la autoridad está alineada para que eso no ocurra. Hacia fines del período 2009 y 2010, el tema es que la centrales que están iniciando su construcción o en desarrollo estén operando, si eso se atrasa habría una situación un poco más crítica. Ahora, los proyectos están, los anuncios están, hay varios proyectos en tramitación ambiental, por lo tanto, no hay razones para que eso ocurra.
-La mayoría de los proyectos en curso están al 2010 por lo que parece que es 2009 el periodo más crítico
-Nosotros calculamos que proyectos en algún nivel de desarrollo concreto suman 2.700 MW y que gran parte de ellos ingresan a fines de 2009-2010, por lo tanto, efectivamente, 2009 uno objetivamente puede calificarlo como el más crítico, en el sentido de que habrá una holgura más acotada. De ahí la importancia que estos proyectos entren a tiempo.
-¿Descarta riesgos de racionamiento eléctrico?
-Más que pronosticar un black out o un racionamiento, creo que lo importante es que las señales de precio están, las señales de remuneración de potencia están, el interés del sector privado está manifiestamente presente, por lo que están todos los elementos para que esta situación se estabilice hacia el 2011. Eso depende de que estos proyectos entren en la fecha contemplada y eso supone una tramitación ambiental expedita, criterios técnicos, y cosas más exógenas como que los períodos de construcción estén dentro de lo razonables y así lograr que ese periodo se tenga una situación con un nivel de holgura razonable.
2020 no está tan lejos
-Entonces ¿las medidas para asegurar el suministro están tomadas?
-Dada la visión consensuada de los desafíos que enfrenta el sector a 2010-2011, creo que todos los actores están trabajando para ese objetivo, después de ese período, los proyectos pueden tomar bastante tiempo, pero casi tan importante como lo primero, hay que pensar el sector eléctrico para adelante al 2010-2020, por lo tanto, tiene que haber una discusión país de cuáles son los desafíos energéticos futuros y qué tecnologías y capacidad de generación adicional debiéramos empezar a ejecutar para abastecer esa demanda energética.
-¿Cuál es la visión de Colbún sobre esta discusión?
-Si uno se proyecta a 2020, y suponiendo una tasa conservadora de crecimiento de la demanda de un 5,5% (aproximadamente 1,5% menos que en el pasado) que supone ser exitosos en iniciativas de eficiencia energética, desde los 8.400 MW de capacidad instalada actual se necesitan 9.000 MW adicionales, los que aumentan a 13.000 MW si es que el crecimiento de la demanda energética es de un 7%, como ha sido en el pasado.
-¿Contempla las centrales de Aysén para cubrir esa demanda?
-Sin contar Aysén, si consideramos que requerimos unos 9.000 MW en el mejor de los casos y que proyectos conocidos que están en algún grado de ejecución suman aproximadamente 2.700 MW -incluidas 4 centrales carbón y un nuevo proyecto GNL-; si además, sumamos los anuncios que hay, principalmente, proyectos hidroeléctricos tales como Neltume, Ñuble, Puelo, proyectos de Pacific Hydro, SN Power y Colbún, y suponiendo que todo eso se ejecuta en los plazos previstos, de todas formas se requerirán unos 3.000 MW a 7.000 MW adicionales, si es que la demanda crece como lo ha hecho en el pasado o si se atrasan algunos de los proyectos referidos. Además hay que considerar que los proyectos hidroeléctricos del SIC enfrentan volatilidad hidrológica por lo que se debe agregar respaldo térmico.
La opción nuclear
-¿Qué debe considerar la discusión para esos 3.000 MW a 7.000 MW?
-Tenemos un desafío de orden de magnitud físico, por otro lado, Chile es un país en desarrollo donde la disponibilidad de electricidad competitiva, abundante y autónoma es una ventaja competitiva. Y si a esos elementos le agregamos el costo de la energía que queremos, obviamente, hay tecnologías que son rentables a ese precio y otras no. Por lo tanto, como país tenemos que ver qué recursos cumplen con esos requisitos
-En ese escenario, pareciera que todo favorece al proyecto Aysén
-El proyecto Aysén ni siquiera es la solución, es parte de ella. Esos son 2.500 MW y hablábamos de que se requerirán unos 3.000 MW a 7.000 MW al 2020. Tan parte es de la solución que si Colbún ejecutara todos sus proyectos; carbón, hidroeléctrico y nuestra parte de Aysén, eso sólo nos permitiría más menos mantener nuestra participación de mercado. Eso demuestra que se requieren muchos otros proyectos para abastecer el desafío hacia el 2020. Aysén es parte de la solución, tiene la virtud de ser una fuente autónoma, limpia, la volatilidad de ese recursos hídrico es muy inferior al que existe en la zona central, es una reserva de agua tremenda, valiosísima para Chile, que eventualmente debe ser utilizado, entre otras cosas, para uso hidroeléctrico.
-¿Entonces qué otras soluciones energéticas ve?
-Suponiendo en el mejor escenario que logramos desacoplar en cierta medida la demanda energética del PGB, el proyecto Aysén es una opción, pero creo que a ese plazo podría haber una mayor rigurosidad y un buen análisis de la opción nuclear que ha iniciado el gobierno.
-¿Ustedes están interesados en explorarla?
-Si bien hemos hecho estudios para mantenernos actualizados en las tecnologías que hay, no está en nuestra prioridad en el mediano plazo. Colbún tienen una vocación hidroeléctrica, que debe complementar con centrales térmicas por la volatilidad hidrológica. Pero por supuesto, el día de mañana, así como Aysén, se tendrá que estudiar la opción nuclear, pero creo que Aysén está en una etapa previa, cualquier cosa que retrase este proyecto hará que entre en operaciones el 2015 y no el 2013. Y habría que agregar al período crítico que está entre 2009 y 2011 dos o tres años más de estrechez. Por eso, es serio y responsable discutir la opción nuclear para hacia fines de la década.
Fuente: Diario Financiero.