Transición energética: avances y estancamientos
El crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB), la oferta de energía, la emisión de gases de efecto invernadero y el consumo interno de materiales han evolucionado a la par desde 2010, según el último informe de la OECD sobre la situación ambiental chilena, con mejores resultados en materias de óxidos de sulfuro y partículas PM 2,5 en el aire, aunque sus niveles siguen siendo gravemente dañinos para la salud humana.
Si esta correlación entre crecimiento y emisiones no se altera, la meta gubernamental de llegar en Chile a la carbono – neutralidad en 2050 (emisiones equivalentes a la capacidad de absorción del CO2 y otros gases de efecto invernadero por los bosques y la vegetación) está muy lejana en el horizonte, incluso con un escenario de transición acelerada. De acuerdo a la OCDE, los desafíos incluyen “clarificar los planes sectoriales y regionales, mantener el plan de cerrar todas las plantas a carbón en 2040 e impulsar la generación de energía renovable. Los sectores del transporte y la construcción necesitan metas climáticas más restrictivas para impulsar más inversiones en el transporte público sostenible, así como la electrificación de vehículos y la construcción de sistemas de calefacción”. Una opción de “crecimiento verde” que no intervenga de manera sustancial en el uso de energías y la resiliencia de los ecosistemas en las industrias extractivas (agroforestal, minera y pesquera) y manufactureras, en los servicios urbanos y en los modelos de consumo de alimentos y bienes no funcionales, seguirá afectando la salud pública, la biodiversidad y las metas de emisiones. Así, el incremento de políticas activas con ahorro de energía resulta esencial en el sector productor de bienes, y en la provisión de servicios, junto a normas térmicas para las viviendas nuevas, la adecuación térmica de las viviendas usadas y el encarecimiento tributario del consumo dañino para la salud y el ambiente. Otras medidas propuestas incluyen un retiro más acelerado de las centrales eléctricas de carbón, el fomento del teletrabajo, el transporte no motorizado, la reducción del consumo de carne de vacuno, el aumento de la forestación, el manejo sostenible de bosques y el incremento de las áreas protegidas (Benavides et.al., 2021).
En este contexto, la transición a la electrificación de procesos productivos y de la calefacción y a la generación eléctrica renovable es crucial. El mayor aumento lo ostentan las tecnologías solar fotovoltaica y eólica, que han pasado en conjunto de un 0,5% de la generación en 2011 a un 36,1% en marzo de 2024, un salto notable. El 60% de la electricidad proviene ahora de fuentes renovables (24% solar, 23% hidráulica, 12% eólica, 0,5% geotérmica). La generación termoeléctrica con combustibles fósiles sumó el restante 40%. La generación en base a carbón suma un 18% y el gas natural un 19%, mientras el diesel y el petcoke, los más contaminantes, representaron solo el 0,5% y el 0,4% respectivamente. Además, en 2023 se lograron récords de energía renovable como aporte horario, llegando hasta 93,5% en octubre. De esa manera se han ido superando los problemas técnicos de interconexión y la falencia de redes de transmisión suficientes. Pero permanece el tema de la intermitencia y del «vertimiento» (excesos de generación de electricidad fotovoltaica en ciertas horas que se pierden) y de una capacidad de almacenamiento en baterías aún limitada.
La energía geotérmica ofrece la posibilidad de una oferta continua que permitiría reemplazar parte de la generación con combustibles fósiles en las horas de menor generación renovable intermitente. Su potencial en Chile es estimado en 3.800 MW, lo que requeriría inversiones sobre los US$25 mil millones. Pero desde la inauguración en 2017 de la primera central geotérmica de Sudamérica (Cerro Pabellón, en Ollagüe, joint venture conformado por Enap y la italiana Enel), esta tecnología no se ha expandido, salvo la ampliación de 48 a 83 MW de la capacidad de la primera central. Los actores del sector aprecian un alto riesgo para nuevas inversiones, a pesar del éxito de Cerro Pabellón. Piden más seguros de riesgo y que en las licitaciones de suministro puedan competir en igualdad de condiciones. Se espera alcanzar al 2050 unos 1.000 MW de generación geotérmica, lo que supone un cambio de política en la materia, en el que a Enap le cabe un rol más activo y pasar de ser una empresa que refina petróleo a una que produce energías renovables de flujo continuo.
La perspectiva de la autosuficiencia energética en base a renovables en Chile puede llegar a lograrse, según la industria, hacia 2040, pero supone políticas e incentivos mucho más amplios que los actuales. Incluso puede extenderse a una dimensión exportadora, sin considerar aún el hidrógeno verde producido a través de energía eólica en Magallanes y solar en el norte, todavía en pañales, cuyas expectativas de exportación podrían llegar a ser elevadas, aunque los costos de transporte podrían limitar su competitividad. Un estudio de Palma-Behnke et.al (2021) y otros posteriores concluyen que, mediante acuerdos externos y un marco regulatorio apropiado, Chile podría avanzar a la exportación de energía solar y beneficiarse de un intercambio comercial transfronterizo de electricidad mutuamente beneficiosos con importaciones de Perú y exportaciones a Argentina en ciertas franjas horarias y con importantes reducciones de los costos marginales, siempre que se movilice el financiamiento de la inversión en líneas de transmisión y la gestión apropiada de los sistemas de interconexión.
Por otro lado, permanece el desafío de repensar el sistema tarifario para acelerar la transición energética. Este refleja hoy el precio pagado por la última unidad producida (costo marginal), con una fuerte influencia aún de los precios importados de los combustibles fósiles, cuyo precio se ha mantenido elevado en promedio en los últimos años. Además, las licitaciones desde 2006 para el suministro domiciliario son de largo plazo con capas sucesivas que se promedian, por lo que las caídas de costos marginales de las renovables desde 2015 no se han visto reflejados en las tarifas.
En efecto, el sistema distingue dos tipos de clientes: los libres, a quienes dado su alto nivel de consumo la ley les reconoce la capacidad de negociar sus tarifas directamente con un suministrador (generadora o distribuidora), mientras los regulados constituyen el resto. Estos se deben regir por tarifas fijadas por la autoridad, en base a criterios establecidas por ley, si cuentan con una potencia conectada de hasta 5.000 kW, aunque los clientes con potencia mayor a 500 kW pueden a optar por un régimen de tarifa regulada o libre por un período mínimo de cuatro años.
Las tarifas de distribución para los clientes regulados son determinadas cada 4 años por la Comisión Nacional de Energía (CNE), organismo dependiente del Ministerio de Energía. Se componen de cuatro factores: i) los costos de generación según los «precios de nudo promedio» que fija la CNE cada 6 meses, luego de promediar y ponderar los precios de suministro eléctrico de las distintas distribuidoras obtenidos de procesos de licitación; ii) los costos de transporte de la electricidad desde los lugares de generación hasta los grandes puntos de consumo, que son una remuneración regulada de las empresas de líneas de transmisión y que fija la CNE semestralmente; iii) los costos de distribución, que son una remuneración regulada que obtienen las distribuidoras por llevar la electricidad desde la periferia de las ciudades hasta los respectivos empalmes de cada cliente dentro de su zona de concesión y que calcula la CNE cada 4 años, y finalmente iv) los costos de funcionamiento del Coordinador Eléctrico Nacional y del Panel de Expertos del Sector Eléctrico, según un cargo por servicio público que informa anualmente la CNE.
Una reforma del sistema tarifario y de acceso prioritario al suministro debe privilegiar de manera más consistente la generación renovable, por razones ambientales y porque sus costos son hoy inferiores a los de las centrales térmicas, lo que permitiría bajar las tarifas a las empresas y al público consumidor. Pero el poder cuasi monopólico de las empresas generadoras que las explotan impide los cambios necesarios, en nombre del respeto a la seguridad de la inversión. El horizonte de retiro de las centrales a carbón debiera, en particular, ser mucho más cercano que el año 2040, hoy vigente.
Entre tanto, la nueva Ley de Estabilización de Tarifas Eléctricas aprobada en abril ha buscado saldar la deuda a las empresas desde el congelamiento de tarifas en la pandemia, lo que implicará un encarecimiento de las cuentas de la luz. Se aplicará un cargo de 22 pesos por kw/h hasta 2027 y un cargo de 9 pesos por kw/h hasta 2035, lo que permitiría pagar los saldos deudores acumulados de 5,5 mil millones de dólares.
Además, se «descongeló» las tarifas de distribución eléctrica de los clientes regulados para reflejar el promedio de los contratos con las generadoras. Las primeras en descongelar serán las cooperativas concesionarias de distribución y el resto de empresas lo hará desde el segundo semestre de 2024. Se creó un subsidio transitorio hasta 2026, dirigido a un millón de hogares vulnerables, con el fin de mitigar los aumentos en sus cuentas eléctricas por 120 millones de dólares (100 millones del Fondo de Estabilización de las Tarifas y 20 millones de aportes del Ministerio de Hacienda). Se estableció, además, un Mecanismo de Reconocimiento de Generación Territorial que reduce en 40% los costos de la energía a las familias que viven en zonas donde hay centrales de generación de carbón reconocidas como zonas de transición por el Consejo de Ministros para la Sustentabilidad (Mejillones, Tocopilla, Huasco, Puchuncaví y Coronel).
La perspectiva para el grueso de la población, más allá de estas excepciones, es de alzas proyectadas en las cuentas de electricidad de hasta 150%, sin que se haya considerado renegociar los contratos más antiguos y caros basados en combustibles fósiles, lo que es un error de política. Esto deberá ocurrir en algún momento en el futuro próximo, salvo que se quiera mantener la paradoja de un alto precio de la electricidad en un país que ha bajado sustancialmente sus costos de generación en base a energías renovables.
