Desechar opción nuclear podría llevar a duplicar parque térmico a carbón

De acuerdo a los expertos, en un escenario que contemple la energía nuclear hacia 2030 la generación tendría un componente de carbón del orden de 18%. Sin energía atómica, su participación se elevaría a cerca del 30%.

Jessica Marticorena

(La Tercera – 20/03/2011)

La catástrofe de Japón avivó el debate sobre la conveniencia de desarrollar la energía nuclear en Chile. Para los expertos, postergar dicha opción, o definitivamente descartarla, impactará en la matriz energética chilena con varios efectos. El principal de ellos, dejará al carbón como uno de los principales candidatos para suplir la ausencia de plantas nucleares en el país.

Pero eso se produciría en un contexto en que las mayores exigencias ambientales y una elevada demanda mundial gatillarán un alza en los costos de esta materia prima y un retraso en los tiempos de desarrollo de plantas con tecnologías más modernas, advierten. Además, Chile aumentaría su huella de carbono.

SUBE EL PESO DEL CARBON

El carbón compensará mayoritariamente a la energía nuclear, afirman expertos. “No hay muchas alternativas. O es carbón o es nuclear. Si se descarta o posterga esta última, habrá una matriz más carbonizada”, resume Francisco Aguirre, de Electroconsultores.

¿Y el agua? “A mediados de la próxima década no quedarán recursos hídricos significativos para abastecer los incrementos de demanda”, advierte Sebastián Bernstein, ex secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE). A juicio del académico UC, Hugh Rudnick, el potencial hidroeléctrico -que se concentra en Aysén y alcanza a unos 10.000 megawatts (MW)- “es claramente insuficiente. No alcanza para cubrir el crecimiento de la demanda más allá de 20 años”, calcula.

Ello implicará tener un alto componente de carbón. “Sin lo nuclear, el carbón será el rey, pudiendo llegar fácilmente a más del 50% del parque generador”, sostiene Rudnick. Este energético, agrega, tiene ventajas. “Hay gran diversidad de oferta en zonas no conflictivas, a diferencia del petróleo. Hay reservas de carbón en más de 70 países y, a los actuales niveles de producción, hay reservas probadas para 155 años. Para el gas son 65 años y para el petróleo, 41”, precisa.

LA FUTURA MATRIZ

Hoy la matriz energética -considerando los sistemas del Norte Grande y Central- tiene 15.839 MW de capacidad instalada. El carbón genera el 24% de la electricidad del país.

Según Renato Agurto, socio director de Synex, hacia 2030, plazo estimado por el gobierno de Bachelet para contar con energía nuclear, la matriz requerirá una oferta eléctrica de 34.220 MW, si se considera un crecimiento de la demanda de 5,5% anual en los próximos 19 años.

Si se incorpora la energía nuclear, el carbón tendría una participación de 18% en la matriz, lo que equivale a construir nuevas centrales carboneras de aquí a 2030, por 3.530 MW. A su vez, se dejarían de construir 4.000 MW a carbón, que serían reemplazados por la nucleolectricidad, que sería el 12% de la matriz.

Sin opción nuclear, el país tendría que adicionar 7.530 MW de carbón (unas 18 centrales de 400 MW cada una) y el peso de ese combsutible subiría al 30%. En ambos escenarios, el aporte hidroeléctrico se sitúa en 38% y considera el desarrollo de todo el potencial hídrico económico disponible, que se estima en 7.630 MW, incluyendo las centrales de Aysén. “Si este desarrollo se dificulta, también hay que reemplazarlo por carbón”, afirma Agurto.

Las energías renovables no convencionales representarían el 10% de la matriz (con 3.140 MW).

LA COMPETENCIA DEL GNL

En ambos escenarios, el gas natural licuado (GNL) tendría una participación de 12% en la matriz. Esto último implica que no se construirían nuevas plantas con ese hidrocarburo e incluso se reducirá el aporte que tiene hoy de 25%. “A los precios actuales, el GNL no será competencia para el carbón”, asegura Ramón Galaz, gerente general de Valgesta.

Un factor que podría cambiar esa condición es el valor al que llegará el GNL a Chile. Según actores de la industria, éste se ha mantenido con precios cercanos a los US$13 por millón de BTU, versus los US$8 por millón de BTU en otros mercados. Si el costo actual se reduce a valores de US$ 9, “a largo plazo las centrales de ciclo combinado a gas podrían ser competitivas con las carboneras “, dice María Isabel González, ex secretaria ejecutiva de la CNE.

Clave para reducir el valor es la posibilidad de que los terminales de Mejillones y Quintero se abran a otras empresas que no forman parte de los socios, señala Vivianne Blanlot, ex secretaria ejecutiva de la CNE. Agurto añade que si se aplica un impuesto a las emisiones de CO2, “podría ser más económico hacer el desarrollo térmico con gas natural”.

IMPACTO MENOR EN COSTOS

Tener una matriz con un uso más intensivo en carbón no necesariamente redundará en un mayor costo para el sistema.

Agurto explica que la energía nuclear compite con el carbón, porque sus costos de desarrollo son parecidos en las condiciones actuales. En ese sentido, añade, si no se incorpora un impuesto a las emisiones de CO2, el impacto en costos de una matriz más carbonizada será menor en comparación con una matriz con energía nuclear, pero “si se incorpora ese gravamen evidentemente una matriz con más carbón será más costosa”, afirma.

RETRASO DE PROYECTOS

A corto plazo, la crisis nuclear nipona tendrá impacto en Chile, advierten los expertos. En particular, afectará de manera “profunda la generación de energía de Japón y del mundo”, dijo la Agencia Internacional de la Energía (AIE). El organismo indicó que Japón está ante un cambio significativo a corto plazo y que el carbón, el petróleo y el gas tendrán que suplir al sector nuclear.

Los expertos chilenos prevén que esa mayor demanda por desarrollar plantas a carbón presionará al mercado mundial por este tipo de tecnologías, lo que incidirá en la oferta por estos equipos. “Podría venir una presión hacia la industria del carbón por parte de la reconstrucción que debe hacer Japón de su oferta energética”, opina Aguirre.

Esto tendría dos efectos: escasez de equipos y encarecimiento de los proyectos. “La mayor demanda afectaría el plazo de entrega de turbinas, calderas y generadores, pudiendo demorarse los proyectos entre 12,18 y 24 meses más de lo previsto. Todo se traduciría en un encarecimiento de la inversión”, acota Agurto. Si los proyectos resultan más costosos, la energía se venderá más cara a los clientes que hoy no tienen contratos, como algunos desarrollos mineros, reconoce un ejecutivo de una eléctrica.

La demora de los proyectos también tendría consecuencias en la operación del sistema chileno. Sólo entre 2012 y 2015 podrían verse retrasados unos 2.000 MW a carbón, lo que imprimiría mayor presión. “Si los proyectos se retrasan, se afectará la oferta de energía competitiva”, apunta Aguirre.

MAYOR DEMANDA MUNDIAL

En un horizonte de largo plazo también habrá consecuencias de la emergencia nuclear nipona. La pausa que pusieron naciones como Alemania y China a sus programas nucleares intensificará el uso de otros combustibles. “El mundo necesita sustituir esa energía y habrá un traslado desde una parte que hoy es suministrada vía nuclear hacia el carbón, que hoy es mucho más competitivo y abundante que el petróleo y que el GNL”, cree Ramón Galaz.

Pero, replicando el escenario que se anticipa a 2015, también hacia fines de la próxima década se dará una combinación de alta demanda por tecnología a carbón y mayores costos de la misma.

“Entre el 60% y 70% de la expansión del sistema chileno a 2020 será en base a carbón y sin energía nuclear esa tendencia continuará hacia fines de la siguiente década. El sistema eléctrico tendrá que absorber los mayores tiempos de desarrollo de esta tecnología y la presión al alza que recibirá el combustible por la mayor demanda mundial”, comenta el especialista.

NUEVAS TECNOLOGIAS

Según la AIE, el carbón es responsable del 45% de las emisiones de CO2 del mundo, porcentaje que, se estima, crecerá con la construcción de nuevas plantas. De ahí el esfuerzo por reducir su impacto ambiental.

Esa realidad también tocará a Chile. “Las exigencias para las centrales a carbón están aumentando y los países de la Ocde están siendo proactivos en buscar tecnologías menos contaminantes e imponerlas como estándares mundiales. Eso influirá en el costo de los proyectos y afectará las tarifas futuras”, dice un ejecutivo de una eléctrica. Explica que para financiar ese tipo de inversiones el Banco Mundial impondrá exigencias cada vez mayores.

“Las plantas a carbón enfrentarán dificultades para desarrollarse, por la emisión de gases de efecto invernadero y la huella de carbono. Pero, ante la ausencia de energía nuclear, esa realidad impone desafíos de tecnología y definiciones sobre la matriz futura del país y los costos que queremos asumir”, considera Bernstein.

Para reducir las emisiones, hay una nueva generación de centrales a carbón que se están desarrollando. Una de ellas es el Carbon Capture and Storage (CCS). Esta tecnología, muy poco experimentada, consiste en capturar las emisiones de las fábricas o centrales a carbón que emiten CO2 y, en lugar de dejarlo dispersarse en la atmósfera, enterrarlas (encapsularlas) bajo tierra.

Se trata de uno de los pilares en los que se apoyará la Unión Europea para reducir en 50% sus emisiones de dióxido de carbono antes del año 2050. Reino Unido ya se comprometió a que no se construirá ninguna central a carbón que no incluya un procedimiento para enterrar el CO2 que produce. La interrogante es el costo que implicará para los proyectos y su impacto en tarifas eléctricas.

Estudios británicos calculan que capturar el CO2 cuesta entre US$ 54 y US$ 57 por MWh, lo que significa aumentar en 60% el actual costo de desarrollo de una unidad a carbón. “Las mayores exigencias ambientales, la huella de carbono y la incorporación de nuevas tecnologías se traducirán necesariamente en un encarecimiento del desarrollo a carbón”, dice Blanlot.