La geografía siempre juega a Chile malas pasadas. No sólo porque está justo donde se unen dos placas tectónicas, sino también porque su forma alargada lo tienta a hacer sólo un camino, casi en línea recta, que lo una.

El sector eléctrico no es la excepción. El tener una línea de transmisión única le pasó la cuenta tras el terremoto. Varias de sus partes quedaron débiles. Lo que ha generado riesgos de inestabilidad y un gran corte como el del domingo 14 de marzo, un blackout como no se veía en muchos años en Chile.

Transelec, la empresa que monopoliza la transmisión de energía en el Sistema Interconectado Central (SIC, que une desde Taltal hasta Chiloé), sufrió daños en 12 de las 50 estaciones que posee. Un problema en el transformador principal de una de ellas -la subestación Charrúa- fue el responsable del apagón. En total, la empresa ya está pensando en costos de reparación en torno a los US$8 millones. La cifra no es alta y la prueba se pasará. Pero el sistema descubrió sus debilidades.

Para María Isabel González, gerente general de la consultora Energética, no hay ningún sistema 100% seguro. “Pero las mayores debilidades en la matriz están en el sistema de transmisión”, dice. ¿La solución? Una segunda línea de transmisión, una respuesta ante la cual se debe sopesar su costo, versus la periodicidad de un evento de esta magnitud.

Escenario donde el consumo verá cierta distensión, si se considera que sufrirá cierto rezago producto del terremoto. Un informe de Banchile Inversiones señala que tras el reciente sismo la corredora modificó su escenario base, estimando preliminarmente que durante 2010 la demanda eléctrica bajaría entre 2% y 4% este año, dado el masivo daño a los hogares, comercio, plantas industriales e infraestructura en las zonas más afectadas.

En cuanto a la generación, el sistema parece no estar en peligro. Según Fitch Ratings, inicialmente el abastecimiento de combustibles para los generadores térmicos no debería tener problemas, puesto que la mayoría de los generadores cuentan con carbón suficiente para varias semanas. Además, las operaciones en la planta de gas natural licuado de Quintero no fueron afectadas, y se espera que se importe diésel a los puertos que se encuentran operando. Incluso, se podrían esperar algunas importaciones de gas natural desde Argentina.

El hecho es que para un sistema más estable también se necesita diversificar la matriz energética. Hacia 2035 el país duplicará su capacidad instalada. En los próximos 26 años, el país pasará de los actuales 14.000 MW a unos 38.000 MW y las proyecciones del Ministerio de Energía dejan desafíos: luego de la crisis de abastecimiento de 2007 -que dejó a Chile al borde de decretar la temida restricción eléctrica- la matriz se concentró en generación térmica, y se dejaron de lado los abundantes recursos hídricos. Se puso en marcha un número significativo de plantas en base a carbón, más rápidas de construir, pero más contaminantes.

En 2010 el panorama cambia, pero no mucho. De 13 iniciativas que van a entrar a operar en el Sistema Interconectado Central (SIC), nueve corresponden a centrales térmicas, en base a carbón y diésel. En conjunto, la inversión se acerca a los US$2.500 millones, con más de 1.643 MW instalados.

El tema ha comenzado a incomodar a muchos, sobre todo si se considera que Chile fue el primer país latinoamericano en ingresar a la OCDE, organismo que tiene una estricta vara de medida en temas ambientales.

Pero desde mediados de 2010 el número de iniciativas en base a hidroeléctricas ha aumentado significativamente, algo que en el mediano plazo puede llevar a la matriz a un equilibrio y a la anhelada diversificación energética. De los 12 proyectos que están en calificación ambiental en el SIC, seis serían en base a energía hidráulica y renovable, mientras que los restantes serán alimentados con carbón.

Para el Ministerio, el paso es lógico. En medio de una crisis el país necesitaba tener una primera ventana de respuesta en base a centrales que se pudieran construir más rápidamente. Pero ahora hay que volcarse a los recursos hídricos.

Para Ramón Galaz, gerente general de la consultora EcofysValgesta, contar con generación térmica permite que la operación de la matriz sea más segura, sobre todo por la variabilidad hidrológica. “Pero no es recomendable desarrollar la matriz mayoritariamente en base a generación térmica, dado que con ello aumentaríamos nuestra dependencia energética del exterior”, agrega Galaz.

La apuesta tiene riesgos, y el primero tiene que ver con la complejidad de este tipo de centrales y su rechazo por parte de los ecologistas. Varios analistas estiman que la forma que está operando hoy en día el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) no ayuda al recambio energético. “La matriz viró hacia el carbón, pues la atención estaba concentrada en poner trabas a lo hídrico, sin ser capaces de visualizar sus consecuencias”, dice Francisco Aguirre, socio de la consultora ElectroConsultores.

Según Vivianne Blanlot, ex secretaria ejecutiva de la CNE, esto se debería en parte a que los proyectos hídricos tienen impactos ambientales que no están normados, que son muy específicos al área del proyecto, y por lo tanto, están sujetos a una mayor discrecionalidad por parte de los organismos que participan en la evaluación ambiental. “Esto hace más difícil y más impredecible su aprobación”, dice.

Para el Ministerio de Energía la situación es clara. Se necesita tener un sistema de aprobación de los proyectos que resguarde el cuidado del medio ambiente, pero que, por otro lado, no vaya a significar que el retraso de estos proyectos nos empuje a incorporar más generación térmica de lo requerido. Una situación que se vendría paulatinamente materializando.

Blanlot agrega que el país debe evitar un crecimiento de las emisiones de carbono per cápita superiores a las metas de largo plazo que se impongan los países de la OCDE.  “Nuestro consumo de energía per cápita  debería  aumentar significativamente en la medida en que aumenta el ingreso per cápita. Es decir, debemos aumentar la proporción de renovables, y aumentar la eficiencia energética”, dice.

Baterías nuevas. Los proyectos de energías “limpias” para el SIC suman una capacidad instalada de 3.884 MW y una inversión de US$4.910 millones. En la otra cara de la moneda, las centrales térmicas aportarán 4.786 MW instalados, mediante una inversión de US$8.676 millones. En el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), en tanto, todos los proyectos en calificación ambiental son térmicos. Algo que se debe a la falta de recursos hídricos en la zona. Todos ellos sumarán una capacidad instalada de 9.050 MW, para lo cual se invertirán US$14.419 millones.

Por sobre todo se necesita una mirada de más largo plazo, tener costos razonables y contar con un suministro seguro. Y todos esos objetivos no se logran con una sola solución, sino que se requiere de una matriz debidamente diversificada. Para González, la matriz debe ser diversificada y competitiva. Esto significa no depender demasiado de ninguna fuente, de manera que si alguna llega a fallar pueda ser sustituida fácilmente. “Y que sea competitiva significa que los costos de las distintas alternativas que se incorporen a la matriz tengan concordancia con nuestra realidad de país en desarrollo”, dice.

Y es en base a este supuesto que el país debe comenzar a dar una mayor preponderancia a las energías verdes. Para Galaz, Chile cuenta con un gran potencial hidráulico, eólico, solar e incluso mareomotriz, por lo que no utilizar dichos recursos no es razonable. “En el futuro las ERNC tendrán un rol importante en la matriz energética nacional, sobre todo si los costos de inversión van disminuyendo en el tiempo. En definitiva las veo como una al-ternativa más, tal como lo son hoy el gas natural, el carbón y la hidroelectricidad a gran escala”, dice.

Visión que es compartida por Blanlot. Según la ex secretaria ejecutiva de la CNE, el país debería mantener un 50% de la generación proveniente de la hidroelectricidad en el SIC; a lo cual se debería hasta un 15% o 20% de otras renovables en los  próximos 10 años. “Especialmente importante puede ser la geotermia, la que puede complementarse bien con la energía eólica e hidro de pasada. Además, la energía solar y eólica en el norte debería permitir bajar la huella de carbono de esa región”, dice. Algo en lo que concuerda plenamente el ministro de Energía, Ricardo Raineri, luego que a mediados de marzo diera su apoyo explícito al proyecto hidroeléctrico HidroAysén, al cual lo consideró como “tremendamente atractivo”.

De hecho, un alto ejecutivo del sector, que pidió reserva de su nombre, estima que el país debe apostar con fuerza por energía solar en el norte. La razón: la radiación que existe en el desierto de Atacama es muy superior a la de cualquier otra zona del planeta. Además, geográficamente está cerca de los potenciales clientes, como son las mineras locales e internacionales. “Si se colocaran paneles solares en una zona de 40 km2, se podría llegar a generar la misma cantidad de capacidad instalada que hoy día suman el SIC y el SING”, dice el alto ejecutivo.

Y dentro de esta matriz, ¿cuál sería el posible rol que jugaría la energía nuclear? Según Jorge Zanelli -físico de la Universidad de Chile y Ph.D de la State University of New York-, este tipo de energía podría ser una importante contribución para resolver el problema de la inseguridad de suministro, al mejorar la diversificación de opciones para energía de base. “Además puede contribuir en forma importante a disminuir nuestra huella de carbono, la que continúa creciendo con la expansión de la matriz eléctrica en base a plantas a carbón”.

Escenario que toma mayor peso si se considera que, según el físico, todo indicaría que hacia fines de la próxima década no quedarán grandes proyectos hidroeléctricos por realizarse y que, en ausencia de energía nuclear, el crecimiento de la matriz en la década de 2020 se basará en carbón. No por nada, al ser consultado por la posibilidad de desarrollar proyectos de energía nuclear en el próximo gobierno, Raineri afirmó que “hay que dejar abiertas todas las opciones”. Pero la opción de la energía nuclear podría ser una realidad a partir de 2020. Por el momento, el país busca la tan anhelada diversificación.