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05/03/2010 | Inviértase en la luz: los resguardos energéticos que requiere A. Latina

América Economía Staff

A Venezuela y Ecuador les salió el niño y toda su sequedad en su cartilla de lotería atmosférica. Mientras que en Brasil las lluvias permiten un superávit energético por dos años. Sin embargo, lo inexorable en la situación energética no es el clima, sino la realización o no de inversiones adecuadas.

 

El Niño no es sólo un fenómeno climático ocasional que disfraza su rudeza a través de un nombre que despierta ternura. Con las sequías que produce, es también una dura prueba para las matrices energéticas de los países andinos. 

Sin embargo, El Niño no golpea con la misma fuerza a todos los países, pese a que los déficits de agua que produce son similares. Mientras en Ecuador y Venezuela los apagones de hasta ocho horas diarias empezaron a convertirse en cotidianos durante los meses de enero y febrero, en Colombia el país logró mantener sus luces encendidas, incluso con capacidad de sobra que podría vender a sus países vecinos. 

El caso de Venezuela es paradójico, pues se trata de un país prodigiosamente rico en recursos energéticos. No sólo cuenta con las consabidas enormes reservas de hidrocarburos. Además, tiene la segunda hidroeléctrica más grande del mundo después de Itaipú. Se trata de Guri, una represa que tiene una capacidad de 10 millones de kilovatios/hora, equivalente a 300.000 barriles diarios de petróleo, la que sólo es una de tantas represas del río Caroni, todas administradas por Electrificación del Caroni (Edelca). 

Lo que representa Edelca no es menor, pues la compañía abastece 70% de la demanda eléctrica, por lo que su incapacidad de generar energía frente a un fenómeno climático no habitual es síntoma de la ausencia de inversiones con las que planificar contingencias como ésta. 

Actualmente Venezuela tiene una capacidad instalada de 23.642 mw, según informó el mismo presidente Hugo Chávez, una cifra que plantea oficialmente el ambicioso desafío de generar 10.000 nuevos mw en cinco años, amén de reducir drásticamente la demanda.

“Somos muy derrochadores, los que más gastamos electricidad en América Latina”, ha dicho Chávez. Pero la voluptuosidad del consumo venezolano es sólo una parte pequeña del problema. “En 11 años el gobierno sólo ha logrado incrementar la capacidad en 3.200 mw”, dice Guillermo Ovalles, ex presidente de la empresa transmisora de energía Elecentro y actual presidente de la comisión de energía eléctrica de la Federación de Cámaras y Asociaciones de Comercio y Producción de Venezuela. 

“Acá es necesario invertir US$ 18.000 millones en los próximos cinco años”, dice Nelson Hernández, académico venezolano y especialista en temas de energía. “Entre 2010 y 2012 deberían entrar en operación 21 plantas termoeléctricas y dos centrales hidroeléctricas, para un total de 4.420 megavatios, que sumados a la capacidad actual resolverían la crisis eléctrica”, plantea Hernández. Toda una catedral que construir en muy poco tiempo, y con un contexto en contra.

En Colombia el caso es radicalmente distinto, pese a que la ausencia de nubes es la misma. Después del colapso energético de 1993, las autoridades empezaron a trabajar en un parque de generación eléctrica de bases hídrica y térmica. Gracias a esas inversiones, el país hoy tiene una capacidad instalada de 13.800 mw (53% proveído por plantas térmicas y 47% por hidroeléctricas). Una diversificación de la matriz eléctrica notable, más si se considera que en el reciente 2008 las plantas hidroeléctricas respondían por el 80%. 

“Esto nos permitió alejarnos de la posibilidad de un apagón por razones climáticas”, dice Pablo Ardila, director de la firma XM, una filial de la eléctrica semiestatal ISA, que se encarga de operar y administrar el mercado eléctrico colombiano. 

Hoy Colombia está iniciando su programa de ampliación del parque energético entre los años 2010 y 2018, mediante el cual desarrollará nueve proyectos, la mayoría de los cuales entrará a operar antes de 2015. Las inversiones sumarán más de US$ 6.000 millones y adicionarán 3.421 mw al sistema nacional. 

En Ecuador impera más el estilo venezolano. “Desde que el gobierno asumió, no había instalado ni un solo kilovatio nuevo de energía y sólo lo hizo en diciembre, producto de la crisis”, dice el ecuatoriano José Pileggi, ex presidente del Colegio de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos de su país. En una jugada de emergencia, en diciembre pasado llegó al país un equipo térmico de emergencia adquirido directamente a General Electric y una turbina rentada a Alston Power, además de la importación de electricidad desde Perú. 

Sin dudas sólo paliativos que hacen recordar el fracaso del plan maestro ecuatoriano de energía 2006-2010, el cual tenía por objetivo instalar entre 400 y 450 mw adicionales de energía térmica, para limitar la dependencia de las plantas hidroeléctricas. Una historia pasada, que se espera pueda ser enmendada por un nuevo plan maestro programado para los años entre 2009 y 2020, el que requerirá una inversión de más de US$ 10.900 millones. Algo difícil de ejecutar dados los conflictos entre el ejecutivo y las concesionarias que ya se han adjudicado parte de las etapas.

Energía para crecer. Argentina también sabe de apagones. El 29 de enero pasado, el calor fue histórico y el consumo eléctrico con fines de refrigeración disparó los números. Ese día el país requirió un adicional energético que no pudo ser abastecido, lo que colapsó las instalaciones de transformación eléctrica y finalmente produjo black out en varias regiones del país. En 2007 la situación fue peor, la que obligó al gobierno a imponer cortes de suministro a los grandes usuarios de energía e importar de Cuba un millón de lámparas de bajo consumo fabricadas en China, para ser repartidas gratuitamente en el conurbano bonaerense. 

El país podrá ser la tercera economía de la región, pero no tiene márgenes para el derroche. Es más, el crecimiento económico de los últimos años exigió al máximo la matriz energética argentina, la que debe enfrentar una fuerte caída de las reservas de petróleo y gas, y dificultades en la producción y distribución de combustibles, lo que suma un sistema eléctrico que apenas alcanza a cubrir la demanda. La flaqueza se evidencia en cada peak de consumo, en invierno, verano y cuando la cosecha de soja exige grandes cantidades de gasoil para la maquinaria agrícola y el transporte carretero. 

El fuerte crecimiento de la demanda, de entre el 4% y 5% anual en los últimos años, obligó al Estado a realizar inversiones de urgencia. Se suman a estos desembolsos, la congelación de las tarifas eléctricas y el precio de los combustibles desde 2003, lo que además ha restringido el incremento del consumo por parte de los grandes usuarios de electricidad y gas.

Estas políticas fueron compensadas parcialmente con fuertes subsidios a las empresas generadoras y distribuidoras (las que fueron autorizadas a diferir inversiones), los que suman cerca de US$ 4.000 millones anuales. De ese monto, US$ 3.000 millones fueron a parar sólo a dos empresas: la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (Cammesa) y la petrolera estatal Energía Argentina S.A. (Enarsa), según datos de la Asociación Argentina de Presupuesto (ASAP).

En 2010, con menos recursos fiscales para subsidios y ante la necesidad de atender una demanda creciente, el gobierno comenzó a retocar las tarifas. Pero ese cambio de política podría frenarse frente a la presión de un contexto inflacionario que prevé un alza promedio de los precios cercana al 20%. 

Según el Plan Energético 2004-2013 del gobierno, en 2010 y 2011 el Estado argentino invertirá para aumentar en 1.630 megavatios adicionales la potencia instalada de energía eléctrica, lo cual se haría con una combinación de proyectos nucleares (Atucha II y Carem), eólicos (Ingentes), termoeléctricos e hidroeléctricos. Sin embargo, “actualmente Argentina se encuentra en una situación de parálisis e incertidumbre frente a una demanda eléctrica creciente, pues son muy difíciles de estimar las inversiones para el bienio 2010-2011 porque no hay información, las tarifas están totalmente distorsionadas y el sector funciona con subsidios impresionantes”, dice Jorge Lapeña, presidente del Instituto Argentino de Energía (IAE).

Si bien las cifras oficiales señalan una potencia instalada en Argentina a fines de diciembre de 2009 de 27.044 megavatios (de la cual un 57% provenía de centrales térmicas, el 36%, de centrales hidroeléctricas y 7%, de las dos centrales nucleares en operación), se estima que sólo unos 23.000 megavatios se encuentran disponibles en forma constante y constituyen la capacidad efectiva de generación eléctrica. 

Hasta ahora el gobierno ha procurado superar la crisis apelando a proyectos de generación eléctrica de mediana magnitud (en su gran mayoría centrales que utilizan gasoil o gas) capaces de ampliar la oferta en el corto plazo, los que –según la red privada del Mercado Eléctrico Mayorista de la República Argentina– entre enero de 2008 y diciembre de 2009 han incrementado el parque de generación eléctrica en 3.220 megavatios. Una medida paliativa que se complementa con la autogeneración por parte de algunos grandes usuarios de energía.

“Lo que ha pasado es que nuevas inversiones a partir de 2006 han permitido superar los récords de producción y demanda energética, lo que se explica por las inversiones de Enarsa, fideicomisos manejados por el gobierno e inversiones puntuales de inversores privados motivados por el incremento en los precios de la energía para los proyectos nuevos y de cogeneración, que permiten negociar excedentes garantizando el suministro para la empresa”, explica Luis Giussani, economista de la Universidad Argentina de la Empresa (UADE).

Chile –un país que pasó fuertes períodos de restricción energética en el pasado reciente– tiene varios proyectos que en 2010 van a entrar en operación, de los cuales muchos serán centrales térmicas a carbón y diésel, algo que ha generado rechazo interno por el efecto en la contaminación atmosférica. 

“El país necesitaba aumentar la capacidad de generación en un corto plazo, y las centrales térmicas son las más rápidas de poner en operación. Sin embargo, varias de las centrales que han ingresado al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), son hidroeléctricas, que son renovables y con un menor costo de generación”, dice el ministro chileno de Energía, Marcelo Tokman.

Para Francisco Aguirre, socio de ElectroConsultores, toda buena matriz energética debe componerse de una mezcla hidro y termoeléctrica equilibrada. “Esto incluye todo tipo de tecnologías que permitan minimizar la suma de costos de inversión y de operación”, dice. 

De los 12 proyectos que están en calificación ambiental para todos los sistemas eléctricos chilenos, la mitad contempla la energía hidráulica y renovable, los que producirán 3.884 mw con una inversión de US$ 4.910 millones, mientras que los otros seis restantes serán a carbón, los que aportarán 4.786 mw, con una inversión de US$ 8.676 millones. 

En el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) –que abastece el norte de Chile, donde se encuentra la gran minería del cobre– todos los proyectos en calificación ambiental son térmicos, lo que se debe a la falta de recursos hídricos en la zona. Todos ellos sumarán una capacidad instalada de 9.050 mw, para lo cual se invertirán US$ 14.419 millones. Mientras, el Sistema Interconectado Central (SIC, que abastece la zona central del país) comenzará a partir de 2010 a producir más de 1.643 mw, los que involucraron una inversión cercana a los US$ 2.500 millones.

Perú tiene un pasar más tranquilo. Los 6.000 mw de capacidad instalada superan –por ahora– la oferta. No obstante, este país es el de mayor crecimiento en América Latina en los últimos años, por lo que debe sumar capacidad energética rápidamente para no quedar corto frente la creciente demanda. 

“El primer trimestre de 2008 tuvimos crecimientos de hasta 13% en energía, lo que indica que requerimos inversiones nuevas, tanto en generación como en transmisión, y una matriz de generación balanceada, que permita el uso combinado de energías fósiles y de energías renovables”, dice Axel Leveque, gerente de proyectos y desarrollo de la compañía eléctrica GDF Suez Energy de Perú. Esto coincide con algunas estimaciones que apuntan a que Perú necesitará producir cerca de 8.000 mw para 2015, “por lo que habría que poner en funcionamiento cerca de 600 mw al año”, según Teófilo Casas, ex presidente de Electroperú y consultor en temas energéticos. 

Mucho de esto se hará a través de los proyectos en marcha del gas de Camisea y con los proyectos hidroeléctricos binacionales que están empezando a desarrollarse con Brasil en la cuenca amazónica. “Lo que falta es capacidad de transmisión, pues al haberse concentrado casi toda la nueva generación en las cercanías de Lima, las necesidades de energía en el norte y en el sur del país requieren una considerable ampliación de la capacidad de transmisión”, dice Carlos Herrera Descalzi, ex ministro de Energía y Minas de Perú.

Energía al cuadrado: los grandes. México, por su parte, atraviesa una transición en su modelo energético. 

En la actualidad la Comisión Federal de Electricidad, la mayor eléctrica del país, pasó del monopolio en la generación de energía eléctrica a un esquema de comprador único, lo que ha permitido la entrada de empresas privadas al negocio, en especial las españolas Iberdrola y Gas Natural, así como la californiana Sempra Energy Solutions.

Además –a raíz del Nafta– se ha desarrollado el negocio de la generación independiente de electricidad, a partir de tres modelos: el de exportación, en el que empresas eléctricas se instalan para exportar energía a Estados Unidos, como lo hace Sempra Energy, el de cogeneración, mediante el cual algunas empresas –como Pemex– que generan vapor en sus procesos aprovechan de usarlo a través de turbinas, y el de autoabastecimiento, en el que las compañías crean centrales eléctricas para su propio consumo. 

“Todo esto es para preparar a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para la apertura del mercado”, dice Sarahí Ángeles Cornejo, del Instituto de Investigaciones Económicas de la UNAM, quien explica que esto se hará en etapas. “Lo primero es que CFE se convierta en el comprador único, para después entrar a una etapa de mercado mayorista, y finalmente derivar a un esquema en que el cliente pueda escoger a su proveedor”.

Brasil es el país donde se concentran los proyectos energéticos más grandes de toda la región. Su capacidad instalada de 107.240 mw supera al de todo el resto de América del Sur. 70% de esa energía es generada mediante recursos hídricos y ha tenido suerte en la lotería atmosférica, que no tuvieron Ecuador ni Venezuela. 

En los últimos años ha llovido bastante, lo que ha proveído reservas de agua por sobre la media histórica, lo que permite asegurar un 2010 y un 2011 sin grandes presiones ni riesgos de apagones. 

Las autoridades señalan que en los próximos años se sumarán unos 37.395 mw. Entre los proyectos brasileños destacan los de Rio Madeira, de 10.000 mw, y el de Belo Monte, de 15.000, los que deberían dar holgura cuando estén en funcionamiento. Sin embargo, también hay dudas sobre la capacidad de ejecución de las obras. “El gobierno dice que sobrará energía hasta 2015, pero se trata de un cálculo errado pues considera centrales térmicas que están con sus obras atrasadas o no serán construidas. Es energía de papel”, sentencia Ricardo Corrêa, analista del sector eléctrico de Ativa Corretora. 

Curiosamente, la crisis fue también una buena noticia para la industria energética brasileña, pues puso una pausa al alto ritmo de crecimiento en la demanda. “Con ello, el cruce de la curva de la demanda por sobre la oferta se pospone en el tiempo y facilita la planificación”, dice Osmar Cesar Camilo, analista de inversiones de Socapa Corretora. 

“Si Brasil vuelve a crecer al 4% o 5% en los próximos tres años, vamos a necesitar mucha más inversión”, dice Camilo. Una situación desde luego deseable, pero que –tanto en Brasil como en toda América Latina– implica desde ya estar planificando las inversiones con las que producir aquella energía que –en una metáfora biologicista– se transformará en crecimiento.

América Economía (Chile)

 


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