Inviértase en la luz

La climatología golpea los esquemas de generación de Venezuela y Ecuador. En Colombia desaparece la sombra de apagón, pero la región requiere invertir en el sector.

El Niño no es sólo un fenómeno climático que disfraza su rudeza con un nombre tierno. 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. Mientras en Ecuador y Venezuela los apagones de hasta ocho horas diarias empezaron a convertirse en cotidianos durante enero y febrero, Colombia logró mantener sus luces encendidas, incluso con excedentes que podía vender a sus vecinos.

El caso de Venezuela es paradójico, pues se trata de un país rico en recursos energéticos. Cuenta con enormes reservas de hidrocarburos y tiene la segunda hidroeléctrica más grande del mundo, después de Itaipú. Se trata de Guri, una represa con capacidad para producir 10 millones de kilovatios/hora, una de tantas represas del río Caroni, todas administradas por Electrificación del Caroni (Edelca).

Esta compañía abastece 70% de la demanda, por lo que su incapacidad de generar energía frente a un fenómeno climático es síntoma de la ausencia de inversiones y planificación de contingencias. Hoy, Venezuela tiene una capacidad instalada de 23.642 megavatios (MW), según el presidente Hugo Chávez, cifra que plantea el desafío de generar 10.000 nuevos MW en cinco años, amén de reducir drásticamente la demanda.

“Somos los que más gastamos electricidad en América Latina”, ha dicho Chávez.

Al respecto, Guillermo Ovalles, presidente de la comisión de energía eléctrica de la Federación de Cámaras y Asociaciones de Comercio y Producción de Venezuela, señala que “en 11 años el gobierno sólo ha logrado incrementar la capacidad en 3.200 MW”. En el mismo sentido se pronunció el académico y experto venezolano Nelson Hernández, quien manifiesta que “se requieren inversiones por US$18.000 millones en los próximos cinco años. Entre 2010 y 2012 deberían entrar en operación 21 plantas termoeléctricas y dos centrales hidroeléctricas, para un total de 4.420 megavatios, que resolverían la crisis eléctrica”.

Colombia, con la luz prendida

Se trata de un caso 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 notable, más si se considera que en 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 entrarán 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 y sólo lo hizo en diciembre, producto de la crisis”, dice José Pileggi, ex presidente del Colegio de Ingenieros Eléctricos de Ecuador. En una jugada de emergencia, en diciembre pasado llegaron al país un equipo térmico y una turbina, además de la importación de electricidad desde Perú.

Sin duda, sólo paliativos que hacen recordar el fracaso del plan maestro ecuatoriano de energía 2006-2010, el cual tenía previsto instalar entre 400 y 450 MW adicionales de energía térmica, para limitar la dependencia de las hidroeléctricas. Se espera que la historia pueda ser enmendada por un nuevo plan maestro programado entre 2009 y 2020, el que requerirá una inversión de más de US$10.900 millones.

Energía para crecer

Argentina también sabe de apagones. El 29 de enero pasado, el calor fue histórico, se disparó el consumo, el sistema eléctrico no dio abasto y se produjo un apagón en varias regiones del país.

El fuerte crecimiento de las necesidades energéticas, de entre el 4% y el 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 subsidios a las empresas generadoras y distribuidoras (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 la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (Cammesa) y a la petrolera estatal Energía Argentina S.A. (Enarsa), según datos de la Asociación Argentina de Presupuesto (ASAP).

Según el Plan Energético 2004-2013, en los dos próximos años el Estado argentino hará inversiones para aumentar la capacidad instalada en 1.630 megavatios, con una combinación de proyectos nucleares, eólicos, termoeléctricos e hidroeléctricos. Sin embargo, “actualmente Argentina se encuentra en una situación de incertidumbre frente a una demanda creciente, pues son muy difíciles de estimar las inversiones porque no hay información, las tarifas están 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 (57% térmica, 36% hidroeléctrica y 7% centrales nucleares), se estima que sólo unos 23.000 megavatios se encuentran disponibles en forma constante y constituyen la capacidad efectiva de generación eléctrica.

Chile —un país que pasó fuertes períodos de restricción energética— tiene varios proyectos que en 2010 van a entrar en operación, como centrales térmicas a carbón y diésel, algo que ha generado rechazo por los efectos contaminantes.

“El país necesitaba aumentar la capacidad de generación y las centrales térmicas son las más rápidas de poner en operación. Sin embargo, varias de las 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. De los 12 proyectos que están en calificación ambiental, la mitad son hidráulicos, que producirán 3.884 MW, con una inversión de US$4.910 millones, mientras que los otros seis serán a carbón, que aportarán 4.786 MW, con una inversión de US$8.676 millones.

En el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) —que abastece la zona donde se encuentra la minería del cobre— todos los proyectos son térmicos y sumarán una capacidad instalada de 9.050 MW, con una inversión de US$14.419 millones. Mientras, el Sistema Interconectado Central comenzará a partir de 2010 a producir 1.643 MW, con una inversión cercana a los US$2.500 millones.

Perú tiene un panorama 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, pero debe sumar capacidad energética para no quedarse corto frente la creciente demanda.

“En el primer trimestre de 2008 tuvimos crecimientos de hasta 13% en la demanda de energía, por ello requerimos inversiones nuevas y una matriz de generación balanceada, entre energías fósiles y renovables”, explica Axel Leveque, gerente de proyectos y desarrollo de la compañía eléctrica GDF Suez Energy de Perú. Coincide con algunas estimaciones que apuntan a que Perú necesitará producir cerca de 8.000 MW para 2015. Los proyectos en marcha contemplan utilizar el gas de Camisea para desarrollos hidroeléctricos binacionales con Brasil en la Amazonia.

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 generación a un esquema de comprador único, lo que ha permitido la entrada de privados al negocio, como 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, a partir de tres modelos: el de exportación, en el que empresas se instalan para vender energía a EE.UU., como Sempra Energy; el de cogeneración, mediante el cual algunas empresas —como Pemex— generan vapor, el cual utilizan a través de turbinas; y el de autoabastecimiento, en el que las compañías crean centrales eléctricas propias.

“Todo esto es para preparar a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para la apertura del mercado”, precisa Sarahí Ángeles, 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 ser mayorista, y 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. Su capacidad instalada de 107.240 MW supera la del resto de América del Sur. El 70% de esa energía es generada por recursos hídricos y ha tenido suerte en la lotería atmosférica. En los últimos años ha llovido bastante, lo que ha proveído reservas de agua sobre la media histórica, lo que permite asegurar un 2010 y un 2011 sin riesgos. Además, en los próximos años se sumarán unos 37.395 MW.

Entre los proyectos brasileños se destacan los de Río Madeira, de 10.000 MW, y de Belo Monte, de 15.000 MW, los que deberían dar holgura cuando estén en funcionamiento. Sin embargo, 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 con obras atrasadas o que no serán construidas. Es energía de papel”, sentencia Ricardo Corrêa, analista del sector eléctrico de Ativa Corretora.

Curiosamente, la crisis financiera mundial 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 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% ó 5% en los próximos tres años, necesitaremos mucha más inversión”, dice Camilo. Una situación 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.

Temas relacionados
últimas noticias

El negocio que busca felicidad