Dos visiones, dos caminos

Desde la década de los 90's, un acuerdo de compra de gas entre Chile y Argentina llevó a Chile a una excesiva dependencia en este convenio, tanto para la producción industrial, como para el consumo familiar. Al entrar en crisis la producción argentina en el comienzo del nuevo siglo, la crisis se extendió a Chile. Ambos países tuvieron entonces oportunidad y necesidad de reformular sus estrategias energéticas ¿qué hicieron y qué resultados lograron?
Chile desarrolló líneas de prospección gasífera y petrolera, amplió sus usinas hidoreléctricas, instaló sistemas eólicos, e inició su plan nuclear. En América Economía:

2010 será un año de tranquilidad en el sector eléctrico chileno. El país tiene la capacidad de generación suficiente para abastecer la demanda. Además, han entrado en operación los terminales de GNL en Quintero y Mejillones, lo que permite recuperar parte del abastecimiento de gas natural. Estos hechos mejoran las condiciones de seguridad del sistema. Y las inversiones de mediano a largo plazo siguen un buen curso.
El escenario da para pensar que se enfrentará bien el crecimiento de la demanda. Según un reporte de la consultora energética Systep, respecto de las expectativas para 2010, se estima una generación de 42.656 GWh para el Sistema Interconectado Central -que une la mayor parte del país- en su programa de operación de 12 meses. Comparada con los 41.736 GWh de 2009, la cifra representa un crecimiento anual de 2,2%. 
“Si bien esta tasa es menor a la esperada a comienzos de año, se presenta como una señal positiva para el sector eléctrico, dado el estancamiento en el consumo de energía que se mantuvo durante los años 2008 y 2009”, dice el informe de la consultora.
Las buenas noticias no acaban ahí. Las inversiones que se están realizando en el sector ayudarán a abastecer la demanda futura. Según la Unidad de Inteligencia en Proyectos y Negocios (UNIP) -una
sociedad integrada por ingenieros de la Universidad de Chile-, a la fecha los proyectos termoeléctricos en carpeta suman una inversión de US$18.000 millones, seguidos por las inversiones hidroeléctricas, con un gasto superior a los US$ 10.000 millones.
Esta última cifra es fundamental, señala Ramón Galaz, gerente general de la consultora energética Valgesta. Chile posee abundancia de este recurso, por lo que no utilizarlo sería ineficiente,
dice. “Lo que sí, el desarrollo hidroeléctrico debe realizarse respetando fielmente la normativa ambiental vigente, no a cualquier costo, de manera de asegurar un desarrollo sustentable en el largo plazo”.
De hecho, el 11 de enero de 2011 ingresarán en operación al Sistema Interconectado Central 13 proyectos de generación, de los cuales cuatro son hidroeléctricos, los que sumarán una capacidad instalada de 1.510 MW. Eso significa una inversión cercana a los US$2.265 millones. Y esta es una tendencia que se está dando con mayor fuerza, ya que si bien el país se comenzó a acostumbrar a las centrales termoeléctricas, éstas disminuirían su presencia en las inversiones futuras.
Este año sólo ha ingresado un proyecto termoeléctrico al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA): la Termoeléctrica Pirquenes, que quemará carbón y biomasa y considera una inversión de US$82 millones. Para hacerse una idea, a junio del año pasado ya se habían ingresado tres iniciativas, las que sumaban una inversión de US$3.650 millones. ¿Las razones? Según los analistas, hasta la fecha ha existido una falta de demanda, con lo cual se corre el riesgo de una sobreoferta. A esto se suma la incertidumbre que tienen las empresas generadoras de cuánto tendrán que invertir para cumplir con la nueva norma de emisiones para estas centrales. Incluso el gobierno está estudiando aplicar desincentivos para estas plantas generadoras.

 Mientras tanto, Argentina continúa con el mismo problema, pero agravado por la creciente dependencia de fuentes de energía externas.Si bien se han reactivado algunos planes, particularmente los nucleares, la dependencia del gas está lejos de resolverse ¿siete años son tan poco tiempo? En Clarín:

Mientras el ministro de Planificación, Julio De Vido sigue negando la existencia de problemas energéticos y califica los cortes como algo “habitual y programado”, la real falta de gas que se verifica día a día promete dejar sus huellas en las cuentas fiscales.
Así como ha repercutido en la producción industrial y en la actividad laboral, la escasez de gas también tendrá un impacto económico que el Gobierno no puede ocultar.
Las importaciones de combustibles alternativos y de energía eléctrica que se deben hacer para paliar la falta de gas le costarán a las arcas estatales unos US$ 2.300 millones anuales.
La caída de la producción local de gas que se viene registrando desde 2003 obliga a buscar fuentes energéticas alternativas para afectar lo menos posible la marcha de la economía, cuando la demanda de energía crece.
Para cubrir el bache creciente que se produce entre la oferta y la demanda de gas, el Gobierno instrumentará este año 4 medidas de emergencia que se asientan en la provisión externa de combustibles sustitutos y energía eléctrica.
En primer lugar se encuentran las importaciones de fuel oil y gasoil para las centrales de generación térmica. A los precios actuales, los volúmenes de compra programados para 2010 ascenderán a unos US$ 800 millones.
En segundo término aparecen las importaciones de gas natural de Bolivia. Actualmente el precio que se paga a la administración de Evo Morales es de US$ 7,40 por millón de BTU y la provisión promedio diaria es de unos 6 millones de metros cúbicos. Con esos números, la factura anual que se tendrá que pagar a Bolivia es de US$ 600 millones.
A continuación se ubican las adquisiciones de GNL (gas natural licuado) que arriban por barco al puerto de Bahía Blanca. Esta opción que se había diseñado como transitoria para el invierno de 2008, ya se transformó en permanente y con cargamentos que no paran de crecer. De 11 buques contratados en 2009 se pasó ahora a 14 y no se descartan más compras antes de que termine el año. En total, las importaciones de GNL se llevarán unos US$ 500 millones.
Por último figura la provisión externa de energía eléctrica que las centrales locales no pueden producir por falta de gas. Los vendedores son Brasil y Paraguay y, según las proyecciones que se manejan en el sector eléctrico, este año habrá que pagar por esa energía importada unos US$ 400 millones.
Frente a una demanda real que supera los 150 millones de metros diarios (MM3), hoy el sistema gasífero sólo está en condiciones de operar una oferta promedio total de 120 MM3 diarios.
El sistema entró en estado de default operativo no bien aparecieron los primeros días de frío que provocaron un fuerte repunte en el consumo de los hogares y los pequeños comercios, a los cuales no se les puede cortar el suministro.
Para cubrir esa mayor demanda residencial, el Gobierno decidió elevar los niveles de cortes de suministro que venía aplicando desde fines de mayo a las grandes industrias y las centrales térmicas.
Desde el lunes, unos 300 grandes usuarios de todo el país conviven con cortes casi totales que en la mayoría de los casos les impide producir.
En la región metropolitana, la poda alcanzó a 50 grandes industrias ubicadas en la zona de Metrogas y a otras 85 localizadas en el área de concesión Gas BAN.
En el interior, las industrias más afectadas fueron las ubicadas en el polo petroquímico de Bahía Blanca y en las provincias de Santa Fe, Córdoba y Tucumán. También sufrieron la falta de combustible los usuarios de gas en garrafas y varias estaciones de GNC del interior del país.

¿Argentina debe sus problemas a condiciones naturales, o sociales y políticas?