Actualidad

«Podemos abastecer el consumo eléctrico de toda América Latina, pero eso requiere mucha inversión de capital y de innovación», reconoció el ministro de Energía, Juan Carlos Jobet.

En su deseo de volcarse al uso de energías limpias, Chile tiene grandes ambiciones depositadas en el sol que golpea el Desierto de Atacama, el viento de su extensa costa o en el agua. Sin embargo, en sus intentos por correr ha tropezado.

El país que hasta hace algunos días acogería la cumbre global sobre cambio climático COP25 a fines de año, quiere transformar su matriz eléctrica, que hoy depende de combustibles fósiles importados y de grandes centrales hidroeléctricas que en la actualidad lidian con una persistente sequía.

Una de esas apuestas es el proyecto Cerro Dominador, de US$1.300 millones. El que si bien estuvo paralizado dos años cuando casi quebró la empresa que lo construía, su continuidad es clave en un país que se comprometió a erradicar al 2040 todas sus centrales térmicas a carbón, hoy su mayor fuente de energía.

Esta planta, la primera de concentración solar de potencia (CSP) a escala industrial en América Latina, se construye en el Desierto de Atacama cerca de grandes minas de cobre en el árido norte de Chile, con una tecnología que permite almacenar el calor del sol para generar electricidad por horas, incluso durante la noche.

Ésa es la principal diferencia y fortaleza respecto a otras energías renovables no convencionales como la eólica o fotovoltaica, ya que puede ofrecer energía de manera tan estable como una planta térmica, más allá de cuánto viento sople o cuánto brille el sol.

Sin embargo, este megaproyecto ya no parece tan prometedor.

Cerro Dominador debe entrar completamente en funciones en la primera mitad de 2020, aunque lo hará sin la competitividad que prometía cuando empezó a desarrollarse hace más de seis años.

El proyecto recibió un espaldarazo en 2014 cuando fue una de las empresas licitadas por el Gobierno para suministrar energía durante 15 años a un precio de US$114 por megavatio, más del triple de los precios actuales, que han caído por la continua introducción de energías renovables más competitivas.

«Recién en 2014 empezó a despegar a gran escala la energía fotovoltaica en Chile. El año anterior ese escenario no estaba, por eso tenía sentido pensar una planta CSP de ese tipo», sostuvo a Reuters Cristián González, coordinador de estudios y proyectos de energía solar en la agencia estatal de fomento Corfo.

«Hoy no tiene sentido económico generar con CSP durante el día, porque para eso está la fotovoltaica y es mucho más barata», añadió el funcionario, que apuesta por plantas CSP menores para periodos más acotados y precisos, lo que también permitiría reducir costos e inversiones.

Según el Ministerio de Energía, actualmente hay unos US$6.700 millones en construcción de plantas eólicas, fotovoltaicas e hidráulicas de pasada, por más de 2.400 megavatios.

Todas esas iniciativas se enmarcan en la meta de Chile de ser carbono neutral al 2050, aunque al no otorgar subsidios directos a las energías renovables se apoya en las decisiones de empresas e inversionistas.

Camino complicado

Los tropiezos se replican en otras grandes iniciativas, como Espejo de Tarapacá de la empresa Valhalla, un proyecto de unos US$1.000 millones en el norte de Chile que combinaría un parque fotovoltaico y una central hidráulica a bombeo de agua de mar para producir energía día y noche.

El inicio de operaciones se esperaba para este año. Hace poco, el proyecto recibió US$60 millones del Fondo Verde del Clima de Naciones Unidas, pero aún continúa buscando recursos para concretarse. «Nuestro proyecto se encuentra en la estructuración financiera. Esperamos finalizar esta etapa en 2020 y partir la construcción ese mismo año», sostuvo a Reuters Juan Andrés Camus, responsable del proyecto.

Corfo, por su parte, indicó que había cinco plantas CSP de entre 70 y 450 megavatios con permisos ambientales aprobados desde 2015 a filiales de la estadounidense SolarReserve y las españolas Elecnor y Enerstar. Sin embargo, según pudo confirmar Reuters los cuatro proyectos de SolarReserve y Elecnor fueron desechados.

En un intento de apostar por proyectos más competitivos, el grupo Cerro Dominador anunció la semana pasada que había adquirido a SolarReserve los derechos de Likana, de 450 megavatios y capacidad de almacenamiento de hasta 13 horas.

«La experiencia de la primera planta y nuevos factores externos, como baja en valores de tecnología y construcción, nos hace creer que podemos pensar en un segundo desarrollo de este tipo de manera competitiva», señaló una vocera a Reuters.

Para evitar más piedras en el camino, analistas y expertos apuntaron a que Chile debe volcarse a proyectos de menor envergadura, más flexibles y diversos, que combinen generación y distintos tipos de almacenamiento en embalses o baterías para apoyar en conjunto a un sistema que busca solidez y reducir emisiones.

Pero las baterías «están recién en desarrollo y no son cosas que hoy se puedan utilizar a gran escala para el sistema chileno, así que la problemática que hoy tenemos con proyectos como los fotovoltaicos y eólicos es cómo respaldarlos», indicó a Reuters Francisco Aguirre, director de Electroconsultores.

De acuerdo a cifras para 2018 de la asociación de empresas generadoras, la matriz de generación eléctrica de Chile reposa sobre todo en combustibles fósiles como carbón, gas natural y petróleo (55%) y centrales hidroeléctricas (30%). Pero las energías no convencionales crecieron mucho en los últimos años: las plantas fotovoltaicas representaron 6,5% de la generación, las eólicas un 5% y las de biomasa un 2,1%.

Respecto a capacidad total instalada en Chile, las energías renovables no convencionales -eólica, mini centrales hídricas, fotovoltaica, de biomasa y geotérmica- representaron un 21% en 2018, según el Ministerio de Energía.

Chile tiene además la única planta de geotérmica de América del Sur, Cerro Pabellón. Hace poco, una unidad de la italiana Enel y la estatal Enap anunciaron su ampliación para lograr una potencia de 81 megavatios. No hay otros planes en carpeta para este tipo de tecnología, que requiere altas inversiones.

«El desafío (de los proyectos) es que sean capaces de ofrecer energía 24/7 a un costo razonable», afirmó a Reuters el ministro de Energía, Juan Carlos Jobet.

Sales y espejos

La puesta en marcha y finalización de Cerro Dominador hoy está en manos del fondo EIG Global Energy Partners, que junto a un grupo de bancos inyectaron recursos para relanzar la construcción de la planta CSP el año pasado. También hubo un préstamo de la agencia Corfo.

Abengoa, con la también española Acciona, siguen a cargo de la construcción. En el mundo, la energía termosolar con plantas CSP se ha desarrollado casi exclusivamente en España.

Emplazado a más de 1.200 kilómetros al norte de Santiago, Cerro Dominador tiene dos partes: una de paneles fotovoltaicos de 100 megavatios de potencia y el complejo termosolar CSP, de 110 megavatios, que ocupa un área de más de 700 hectáreas.

La sección fotovoltaica ya entró en funciones el año pasado, pero la joya de la corona es la planta CSP planeada para 2020, que cuenta con decenas de miles de espejos dirigiendo la luz del sol hacia una torre donde está el sistema de almacenamiento de calor con tanques de sales licuadas.

«Es cierto que los precios han ido bajando y nuestra expectativa es que las plantas siguientes sean mucho más competitivas, tanto por condiciones de mercado como por evolución de la tecnología», expresó a Reuters el CEO del proyecto, Fernando González, en un recorrido por la planta en julio pasado.

Según el sitio web de Cerro Dominador, sólo la planta CSP significó una inversión de US$1.000 millones, de los US$1.300 totales. Es una obra de mayor envergadura que un parque de paneles fotovoltaicos que, gracias a los desarrollos de la industria china, han caído de precio.

María Isabel González, gerenta de la consultora Energética, señaló a Reuters que la construcción de Cerro Dominador «sólo fue posible gracias al contrato que se hizo con las distribuidoras el año 2014 a un precio bastante alto. Ese proyecto hoy día sería absolutamente inviable».

David Ruiz de Andrés, CEO de la firma española de energías renovables Grenergy que prevé tener 40 parques fotovoltaicos de pequeño tamaño en Chile hacia fines de año, recalcó que la tecnología CSP es cosa «del pasado».

«Quienes estamos en el sector vemos que el futuro a largo plazo es la energía fotovoltaica y el almacenamiento. La energía termosolar es pasado, no es competitiva», afirmó en un encuentro con periodistas en Santiago.

En busca de mayor inversión

Chile tiene una de las mejores condiciones del planeta para aprovechar la energía solar y es uno de los países que utiliza más renovables en América Latina junto con Brasil. Es por esto que, según palabras de la ministra de Medio Ambiente, Carolina Schmidt, Chile puede ser «la Arabia Saudita de la energía solar».

El mayor productor mundial de cobre tiene más de 600 megavatios en construcción de energía fotovoltaica con una inversión de US$625 millones, según el Ministerio de Energía.

Hay, además, 1.043 megavatios en construcción de energía eólica por US$1.688 millones y 832 megavatios de energía hidráulica -sólo centrales de pasada- por US$4.397 millones.

Juan Carlos Jobet también reveló que Chile buscará atraer inversiones privadas por entre US$13.000 y US$25.000 millones para reemplazar las centrales a carbón con energía renovable, cuyo potencial calificó de «inagotable».

«Podemos abastecer el consumo eléctrico de toda América Latina, pero eso requiere mucha inversión de capital y de innovación. Es por eso que damos la bienvenida a los países, como China», dijo Jobet a mediados de agosto pasado.

El gigante asiático ya ha invertido unos US$2.500 millones en proyectos de generación y transmisión eléctrica en Chile y el Gobierno espera una cifra similar para los próximos años. La asociación chilena de empresas generadoras, que reúne a las mayores compañías del sector como Enel, AES Gener o Colbún, prevé a 2030 una penetración adicional de entre 6.500 y 11.000 megavatios de energía solar, que la convertirían en la mayor fuente renovable, por delante de la hidroelectricidad.

«Es sano que haya diversificación de tecnologías, tanto de generación como de almacenamiento», insistió Cristian González, de Corfo.

Fuente: Revista Electricidad