El real costo social de la energía fósil y las oportunidades para ERNC en Chile

Juan Pablo Carvallo*, Felipe Castro*Patricia Hidalgo* y Matías Negrete Pincetic*

*Grupo de Energía y Recursos, Universidad de California, Berkeley

*Departamento de Ingeniería Eléctrica, Pontificia Universidad Católica de Chile

Las energías renovables no convencionales, ERNC, están siendo adoptadas aceleradamente en el mundo tanto por países ricos como pobres.

Los ejemplos de España, Alemania y EEUU abundan en la literatura, pero naciones como China e India, y otros más cercanos como Uruguay, Nicaragua, Brasil, y Costa Rica, están protagonizando avances y disfrutando los beneficios de estas fuentes. ¿Encarecen estos países sus matrices energéticas al incorporar estas energías y no otras convencionales? No necesariamente. Las licitaciones de energía eólica uruguaya han tenido un precio promedio de 85 US$/MWh y las de Brasil 76 US$/MWh, ambos en línea con los costos marginales domésticos de largo plazo. Nicaragua está ahorrando alrededor de 150 millones de dólares anuales al incorporar energía eólica equivalente a más del 10% de su capacidad actual desde el 2009. Costa Rica obtiene alrededor de un 15% de su energía mediante geotermia con un costo de alrededor de 60 US$/MWh.

En contraste, las energías convencionales, EC, imponen una serie de costos sociales a la población no capturados en sus costos de operación. En el caso de Chile, la reciente norma de emisiones promulgada a mediados del 2011 puso de manifiesto los costos sociales de las termoeléctricas. El análisis realizado por KAS y Geoaire revela costos evitados en salud de US$ 3.800 millones en valor presente en caso de implementar la norma, equivalentes a unos US$ 440 millones anuales para el año 2014 y US$ 570 millones al 2020. Lógicamente, esto implica que aún existe una pérdida de bienestar social por las emisiones permitidas y que podemos estimar en US$ 90 millones adicionales al 2014 y US$ 150 millones al 2020. A esto debemos agregarle el costo social del carbono emitido, sobre el cual aún existe controversia con valores que van desde 3 US$/tonCO2 a 300 US$/tonCO2 y un cierto consenso en torno a US$25 a US$40 por tonCO2. La División de Evaluación Social de Inversiones del Ministerio de Desarrollo Social en Chile aconseja un valor muy conservador – y discutible – de 4,2 US$/tonCO2. Esto implica que el sistema eléctrico chileno actual le irroga al país otros US$ 115 millones anuales adicionales, que podrían llegar a más de 330 millones hacia el 2030 o un valor presente de US$ 1.540 millones si el crecimiento se da en base a combustibles fósiles en ese horizonte de tiempo. Otros costos de los combustibles fósiles que son complejos de cuantificar son los efectos macroeconómicos y en la balanza de pagos causados por la importación de carbón, gas, y petróleo, con el consecuente efecto en el tipo de cambio y sus costos de cobertura. Similarmente, si incluimos los costos de ciclo de vida del carbón – como sugiere Epstein et al. – el costo de generación de carbón se puede duplicar y hasta triplicar. Finalmente, las grandes centrales hidroeléctricas de embalse – como las propuestas en Aysén – no solamente tienen emisiones de metano no despreciables, sino que además conlleva un impacto ecológico difícil de evaluar y valorizar. Con todo, en base a estos estudios, el costo social anual de la generación térmica en Chile sería, como mínimo, de unos US$ 650 millones al 2014 y alrededor de US$ 1.050 millones hacia el 2030 [i].

Los competitivos costos de nuestros vecinos latinoamericanos mencionados al principio son el resultado de una definición estratégica a nivel país, producto de una planificación integrada de su sistema eléctrico en desmedro de una planificación descentralizada por parte de cada actor. Usando la plataforma SWITCH, desarrollada en la Universidad de California, Berkeley, hemos simulado la expansión completa del sistema eléctrico chileno – generación, transmisión y distribución – incluyendo la intermitencia horaria de las fuentes eólicas y solares. Un escenario “business-as-usual” triplica las emisiones de CO2 actuales del sector hacia el 2030 con el carbón subiendo desde un 27% a un 59% de la matriz. Estos resultados contrastan con un escenario donde más de un 35% de la energía proviene de ERNC: eólica, solar y geotermia, y la presencia del carbón se reduce a un 10% de la matriz nacional. Chile sólo debe gastar 2 US$/MWh para poder crecer sistémicamente sin emitir más CO2 que en el 2011, lo que equivale a unos US$ 270 millones anuales al 2014. La baja presencia de carbón conlleva reducciones importantes en NOx, SO2, y MP. Aunque SWITCH no avalúe las emisiones fósiles, el costo social adicional es menos de la mitad del costo social que irrogan los combustibles fósiles, sin incluir los costos no cuantificables de aquella ni los beneficios adicionales de las ERNC, como la creación de empleo, la desconcentración de mercados, y los beneficios netos en el PIB.

La forma correcta de evaluar la penetración de energías renovables requiere (a) una modelación detallada a nivel de sistema integrado y resolución horaria (b) una inclusión de los costos sociales de las EC –externalidades ambientales, vulnerabilidad y dependencia, seguridad de suministro, salud, etc.-, en particular del carbón, el petróleo, y los grandes proyectos hidroeléctricos y (c) una inclusión de los beneficios sociales de las energías renovables – empleo, desarrollo de energías locales, etc. Estudios recientes publicados en Chile no consideran una modelación detallada de un sistema integrado y tampoco todos los costos sociales asociados, por ejemplo, al carbón, lo que subvalúa el positivo impacto de las ERNC.

En esta columna hemos entregado evidencia que usando las herramientas y métodos adecuados, las ERNC son una ruta económica y socialmente adecuada para el país. Este camino requiere una profunda revisión de la organización industrial del modelo de mercado eléctrico chileno, de los procedimientos operacionales en los CDEC – en especial del manejo del agua embalsada – y del rol del Estado en articular una estrategia y liderar su implementación, de modo de propiciar un desarrollo integrado y sustentable del sistema eléctrico nacional. La herramienta propuesta por la nueva ley 20/25 de utilizar licitaciones internacionales competitivas es el camino correcto, como lo demuestra su amplia y exitosa aplicación en el sector eléctrico de América Latina.

Nuestros vecinos latinoamericanos están en esa ruta y es hora que hagamos lo propio.

http://blog.latercera.com/blog/mnegrete

[i]No se puede dejar de mencionar que durante más de 20 años se subvencionó de facto, el diesel y otros combustibles con aproximadamente US$ 2.344 millones vía los Fondos de Estabilización (FEPP y FEPCO) y en menor medida con el SIPCO actual, mientras se negaba y se continúa rehusando cualquier subsidio a las ERNC. Márquez, M. y Frigolett, H. “Un Sistema Alternativo al SIPCO, el GEPCO + el FELPAS: Gestión Sustentable del Precio de los Combustibles,” Oct-Dic. 2011. Estudios elaborado para Federación Nacional de Sindicatos del Petróleo de Chile.

REFERENCIAS

Epstein, Paul et al. “Full cost accounting for the life cycle of coal,” Annals of the New York Academy of Sciences Volume 1219, Ecological Economics Reviews pages 73–98, February 2011. http://solar.gwu.edu/index_files/Resources_files/epstein_full%20cost%20of%20coal.pdf

NRDC “Beneficios Económicos De Las Energías Renovables No-Convencionales En Chile 2013 http://www.futurorenovable.cl/wp-content/uploads/2013/09/Factsheet-Beneficios-Economicos-de-las-Energias-Renovables-No-Convencionales.pdf.pdf

Ministerio de Desarrollo Social, “Estimación Precio Social del Carbono,” 2013, http://sni.ministeriodesarrollosocial.gob.cl/fotos/Estimacion%20Precio%20Social%20Carbono%202013.pdf Pearce, David “The Social Cost of Carbon and its Policy Implications,” Oxford Review of Economic Policy, Vol. 19, N. 3, 2003. http://www.climateactionproject.com/docs/SOCIAL_COST_OF_CARBON.pdf

GEOAIRE, KAS-Ingeniería “Análisis General del Impacto Económico Social de una Norma de Emisión para Termoeléctricas,” 2009 http://www.sinia.cl/1292/articles-44963_informe_final_term.pdf