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Política Energética: ¿Hacia dónde Queremos (Podemos) Ir?. Nueve mitos que rebatir (II)

libertad y desarrollo

Cuarto post de la serie ¿Hacia dónde Queremos (Podemos) Ir?

3. “Los costos de generación eléctrica por fuentes convencionales no consideran las externalidades negativas que generan, como las emisiones de dióxido de nitrógeno, óxido de azufre y material particulado, además de la emisión de gases de efecto invernadero (CO2)”.

Las externalidades locales, como emisiones de dióxido de nitrógeno, óxido de azufre, material particulado, cenizas, etc., sí están reflejadas en la aprobación o rechazo de proyectos vía Estudio de Impacto Ambiental (EIA) y por normas de emisión 4. En efecto, el proceso de calificación ambiental que se realiza en el SEIA establece caso a caso los límites de emisión de las centrales termoeléctricas y éstos quedan definidos en la respectiva Resolución de Calificación Ambiental (RCA) otorgada por las COREMAS.

Adicionalmente, se está tramitando la Norma de Emisiones de Centrales Termoeléctricas que regula la emisión de una serie de contaminantes locales 5 , la que fue aprobada por el Comité Consultivo de CONAMA y se encuentra a la espera de ser evaluada por el Comité de Ministros. Es importante señalar que el avanzar en imponer restricciones de emisión a las centrales térmicas, más que tener efecto sobre las emisiones locales totales (las cuales son reguladas bajo el sistema actual), tiene sentido en tanto permite eliminar una potencial barrera de entrada para nuevos competidores, dado que éstos se ven enfrentados a restricciones crecientes a medida que aumenta el número de incumbentes que operan en el área (en el extremo, los entrantes podrían ver cerrado el acceso a ciertas áreas ya saturadas).

Distinto es el caso de las emisiones de CO2, que tiene efectos globales negativos de largo plazo, puesto que incide en el cambio climático. Éstas, efectivamente, no están valoradas en los precios de largo plazo de la generación eléctrica. En particular, las emisiones de CO2 no están siendo reguladas aún en Chile y en el futuro debiera esperarse una normativa al respecto. De hecho, el gobierno ha anunciado, en relación a la emisión de gases de efecto invernadero, su compromiso con una reducción del 20% al año 2020 6, aunque esto puede lograrse sin realmente imponer un impuesto o tope en valor absoluto a la emisión de CO2. El punto es que el mundo – y Chile en particular – no ha llegado aún a un acuerdo en la forma que los países se deben alinear en esta materia y contribuir individualmente a la reducción de emisiones (plazos, forma, etc.). Sin embargo, es previsible que en un futuro no tan lejano se avance, ya sea hacia un sistema de impuestos a la emisión de CO2 o hacia uno del tipo cap and trade 7, que pone límites de emisión por país o región. La pregunta a responder no es, por lo tanto, si sería positivo regular la emisión de CO2, sino más bien si es conveniente o no adelantarse en ello. No hay que olvidar que Chile no es intensivo en generación termoeléctrica en términos relativos y, en consecuencia, no necesita ser más limpio aún, a costa de imponerse costos adicionales.

En síntesis, aun cuando los costos marginales no reflejan la totalidad de las externalidades generadas por las distintas fuentes de generación energética (como la emisión de CO2), no parece conveniente innovar en Chile antes de que se definan los estándares internacionales (más todavía cuando no existe consenso a nivel mundial acerca de cómo deben ser tratados estos costos). Un cálculo arbitrario solo contribuiría a introducir distorsiones, que harían menos transparente las señales de precios que definen la asignación más eficiente de los recursos.

4. “Se debe acelerar la entrada de la ERNC porque es limpia, competitiva y socialmente deseable”.

Las ERNC presentan, en general, ventajas en términos de su bajo impacto ambiental local, nula emisión de gases de efecto invernadero e independencia de las fluctuaciones de los precios internacionales de los combustibles fósiles. Sin embargo, la posibilidad que ellas se desarrollen masivamente a mediano plazo en Chile es baja por cuanto presentan problemas de escala de desarrollo que imponen una limitación respecto de su participación en las ventas de servicio público, algunas son de generación esporádica (como la energía solar y eólica), y muchas exhiben altos costos en relación a la generación por fuentes convencionales. ¿Qué significa en la práctica el promover un cambio que fuerce el ritmo de introducción de las ERNC más allá de lo conveniente? Básicamente, un encarecimiento de la energía, porque la velocidad de desarrollo de las ERNC económicas como las minihidro, la biomasa y la geotermia es lenta, y el aceleramiento del ritmo de entrada de tecnologías más caras como las eólicas y solares implicaría un mayor costo presente. Ciertamente, el costo de estas tecnologías ha ido bajando y, en el futuro, considerando el valor de la reducción de gases de efecto invernadero que implican, podrían llegar a ser competitivas en Chile. Pero ello no ocurre en la actualidad y nuestro país no puede permitirse encarecer hoy la energía más allá de lo conveniente.

En efecto, una generación de energía eléctrica más cara tiene una incidencia directa en la productividad y competitividad del país, puesto que incide en los costos de los procesos productivos de prácticamente todos los sectores de la economía, sobre todo de la minería y la industria manufacturera. El menor crecimiento incide, a su vez, en las posibilidades de desarrollo económico y social del país.

Pero no solo la actividad productiva sufriría por el alza de precios de la electricidad, sino también, y muy directamente, los hogares chilenos. De acuerdo a la encuesta CASEN 2006 8, los hogares del país destinan en promedio un 2,3% de sus ingresos monetarios al pago de la cuenta mensual de electricidad 9. Este porcentaje además varía fuertemente de un quintil a otro, alcanzando un 8,5% en el caso del quintil más pobre.

No es fácil simular los niveles que alcanzaría la tarifa de suministro eléctrico resultante de un cambio en la matriz actual, que cumpliera con el 20% de generación con ERNC. Sin embargo, un ejercicio simple, que supone que ese porcentaje se produce con energía eólica y solar en partes iguales, significaría un aumento de 16% en el costo de generación eléctrica 10. Ello incidiría de manera importante en las tarifas para clientes residenciales (10%), afectando particularmente a los sectores más pobres de la población cuyo gasto mensual en electricidad se elevaría a 9,3% del ingreso monetario en el quintil más bajo. Este aumento conllevaría que caerían bajo la línea de pobreza cerca de 20.000 personas adicionales a las hoy existentes en tal situación.

En síntesis, el alza de costos de la generación eléctrica que derivaría de fomentar más allá de lo conveniente la ERNC tiene efectos, tanto en la capacidad productiva y potencial de desarrollo del país, como en el poder adquisitivo de las personas, lo que afecta con mayor fuerza a los sectores de ingresos más bajos.

Aumento en la cuenta mensual de consumo eléctrico por quintil ante  fomento de ERNC 20/20 (como % del ingreso monetario). Fuente: Elaboración propia sobre la base de la Encuesta CASEN 2006.

Aumento en la cuenta mensual de consumo eléctrico por quintil ante fomento de ERNC 20/20 (como % del ingreso monetario). Fuente: Elaboración propia sobre la base de la Encuesta CASEN 2006.

Resulta, pues, deseable que la política energética evite encarecer más la energía a nivel mayorista, que ya ha multiplicado su precio por más de tres veces desde el año 2004. Por el contrario, debieran ser las decisiones soberanas de los consumidores y productores las que determinen qué y cómo producir en el corto y mediano plazo (vale decir, hasta el año 2020). En este contexto, si hubiera que buscarse una fórmula para promover las ERNC, ya sea por convicción frente a sus bondades o por imitación respecto de los países de altos ingresos, resulta más aconsejable entregar un subsidio directo a la inversión en estas tecnologías. Esto podría operar a través de la creación de un fondo concursable que subsidiara este tipo de generación eléctrica, tal como opera hoy el fondo concursable diseñado bajo la ley de fomento de riego. Como alternativa de fomento a las ERNC es mejor, puesto que logra los mismos objetivos de diversificación de la matriz y seguridad de suministro y, además, como se trata de un subsidio directo del Estado, no distorsiona las señales de precios ni encarece artificialmente el servicio para los consumidores, al tiempo que trasparenta el gasto total que se haría en este tipo de energía 11
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Buscar soluciones ad hoc para centrales que no son competitivas por sí mismas implica introducir distorsiones que amenazan los criterios de inversión futura y restan competitividad al sistema energético nacional, afectando a los consumidores y las actividades productivas.

Notas

4 Las Normas de Emisión establecen la cantidad máxima autorizada para la emisión de un contaminante al aire, agua y de ruido, principalmente. Se mide desde la fuente emisora. Esta norma puede exigirse en todo el país y también en zonas específicas.

5 La Norma de Emisión de Centrales Termoeléctricas regula el MP 10 (particulado grueso), SOx (azufre), NOx (óxidos nitrosos), mercurio, vanadio y níquel.

6 Mensaje a la Nación, 21 de mayo de 2010.

7 El cap and trade es una herramienta de política ambiental que obtiene resultados a través de la imposición de un límite máximo de emisiones, pero otorgándole flexibilidad a las fuentes para determinar cómo lograrlo.

8 La encuesta CASEN 2009 no incluyó esta la pregunta.

9 De acuerdo a la canasta del IPC del INE, el gasto en electricidad representa un 2,74% del gasto total de los consumidores.

10 Este cálculo toma como base la Cuenta Mensual Consumo Eléctrico obtenida de la CASEN 2006, que en pesos de noviembre del 2009 alcanza $ 16.610. El alza de costos de 10% implica, por tanto, un aumento de la cuenta de $ 1.610. Este resultado no es muy distinto del cálculo efectuado por la CNE que hizo una simulación considerando un 20% de ERNC en la matriz. En éste se apreciaron dos tecnologías: eólica y luego una combinación de eólica con solar, en proporción de 70:30. La simulación mostró que la generación eólica supone $ 300 mensuales más de costo para el usuario y la eólica con solar fotovoltaico alcanza a $ 1.000 más.

11 El reciente anuncio que realizó el gobierno, en el cual comprometió un proyecto de fondo concursable de US$ 85 millones para el desarrollo de energías renovables va precisamente en esta dirección.

Susana Jiménez es Ingeniero Comercial y Magíster en Economía de la Pontificia Universidad Católica de Chile. Magíster en Humanidades, Universidad del Desarrollo. Actualmente es investigadora del Programa Económico de Libertad y Desarrollo.

Categories: Política Energética
  1. carlos
    15/02/11 a las 19:22 | #1

    Roberto pienso que los insentivos estan presentes para las ERNC en el costo marginal del sistema; vale decir cuando tu compones la curva de carga basado en el costo operacional, siempre las ERNC van a tener despacho, sin embargo el costo del sistema que tradicionalmente ha sido los costos del carbón, superaran en muchas veces los costos de producción de estas centrales. Esto representa en si un incentivo para todas las energia renovables, que utilizando los factores de planta y los flujos proyectados (bajo la tesis carbón) presentan periodos de recuperación bastante atractivos….

  2. Roberto Moreno
    15/02/11 a las 10:55 | #2

    Ojo que los costos variables no definen precios (aunque le ponen techo a las licitaciones reguladas). Los precios pueden subir.
    Si bien es cierto que los costos variables de producción son los que, en gran medida, definen el despacho de las centrales y por lo tanto los costos marginales, también es cierto que un inversionista necesita e intentará recuperar el capital utilizado en un proyecto. Y esto se puede lograr o a través de un subsidio a los ingresos de las tecnologías más caras (mayor costo indirecto de la energía) o suscribiendo contratos más caros ante lo cual tendrían ventaja los proyectos más baratos, pero en la medida que estos vendan su energía ya sea en negociaciones directas (clientes libres) o licitaciones (clientes regulados), entrarán las más caras aumentando los precios de la energía en forma directa. Además que por el hecho de existir esta energía de mayor costo (capital + costo de producción) se abre la posibilidad a los “baratos” de aumentar su precio.

  3. carlos
    14/02/11 a las 22:10 | #3

    No me queda claro, que la incorporación de las ERNC tendería a levantar el costo de la energía; bajo la premisa que son los costos de producción los que marcan el Costo marginal del sistema. Normalmente se relacionan los costos medios que lleva la componente de inversión, sin embargo el despacho de carga no los considera, ya que por ley el despacho debe ser a minimo costo para el sistema.

  4. 14/02/11 a las 12:12 | #4

    El argumento del mayor precio hoy es potente. No estoy insinuando poner todos los huevos en esa canasta hoy. Sin embargo, indicar que “la posibilidad que [las ERNC] se desarrollen masivamente a mediano plazo en Chile es baja por cuanto presentan problemas de escala de desarrollo” me recuerda a Ferdinand Foch, Comandante en jefe de las Fuerzas Aliadas del frente occidental de la Primera Guerra Mundial.

    “Es un buen deporte, pero para el Ejército, el avión es inútil”.

  5. Renato Valdivia
    11/02/11 a las 15:10 | #5

    Gracias por el aporte Alexis. Para poner en contexto: la autora Susana Jiménez estima un aumento de 16% derivado de la implementación de la ley 20/20. Lo que se cuestona es la matriz ERNC escogida para llegar a esa cifra: 70% Eólica y 30% Solar.

    No se pone en duda que aumentar la exigencia de las ERNC en la matriz aumentará los costos de la energía eléctrica, sin embargo hay maneras más costo-efectivas para cumplir con esa meta, partiendo por la más evidente: pequeñas centrales hidroeléctricas.

  6. Alexis Orellana
    11/02/11 a las 12:54 | #6

    Me gustaría compartir este enlace, que encontré a partir de la conversación de Renato en twitter:

    http://www.cer.gov.cl/wp-content/uploads/downloads/2010/12/6_Gerardo-Canales.pdf

    Allí el CER proyecta una matriz óptima para alcanzar el 20% de generación renovable en el 2020, lo interesante es que no se considera tecnología solar, lo que eventualmente reduciría el aumento de costos en las cuentas que Susana proyecta.

    Saludos.

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