Geotermia: el “pariente pobre” de la agenda energética

Entre los numerosos escollos que han impedido que Chile cuente con centrales de generación geotérmica están los altos costos en la fase inicial de los proyectos, que son similares a los de la industria petrolera, pero con un menor premio por el hallazgo. Fuente: La Segunda 20 de junio 2014.


La urgencia de encontrar soluciones rápidas para enfrentar la crisis de proyectos de generación eléctrica, llevaron —una vez más— a la geotermia a mantenerse en un discreto segundo nivel de prioridades en la agenda energética que hace poco lanzó el Gobierno.

La estimación de los expertos de que el potencial geotérmico de Chile es equivalente al actual parque de generación, de más del 15.000 mega Watts (MW) y que además se trata de una fuente limpia y renovable, no ha logrado instalarse con fuerza en el país. De hecho, en Chile los proyectos geotérmicos no son bancarizables, es decir, no acceden a financiamiento de los bancos.

A diferencia de otras fuentes que sí lograron despegar, como la solar y la eólica, la geotermal tiene la ventaja de ofrecer un alto factor de uso de planta (suministro). En cambio, la fotovoltaica está sometida al receso de la oscuridad de la noche y la eólica deja de producir energía cuando desaparece el viento.

“De todas las energías renovables, la geotérmica es la más segura”, sostuvo Rudiger Trenkle, gerente general de MRP Geotermia (Mighty River Power), en un foro organizado por la ONG internacional ThinkGeoEnergy.

Las centrales geotérmicas tienen un factor de ocupación superior al 90% y usualmente sólo se detienen por trabajos de mantención.

MRP es una compañía neozelandesa que desarrolla tres proyectos de geotermia en Chile: Curacautín, Ranquil y Puchuldiza. El primero es el más avanzado y, en el mejor de los casos, podría comenzar a producir electricidad (70 MW) en 2019, convirtiéndose en la primera central de su tipo en el país.

Otro proyecto que presenta un estado de avance relativo es Cerro Pabellón, ubicado en la concesión Apacheta, en la Segunda Región, impulsado por la italiana Enel (la mayor productora de energía geotérmica del mundo). Fuentes ligadas a la empresa señalan que el proyecto ha sido retrasado para dar prioridad a la cartera de centrales eólicas, entre otras Valle de los Vientos y Talinay, ambos con 90 MW, ubicados en Calama y en la Región de Coquimbo, respectivamente.

Formalmente, el proyecto de Cerro Pabellón pertenece a Geotérmica del Norte, donde también participa Enap, con el 48,6%. Pero en los últimos años esta empresa estatal no ha podido aportar los suficientes recursos que demanda el proyecto, debido a los severos problemas financieros que enfrenta. Así y todo, según los estados financieros a marzo pasado, la petrolera ha hecho un aporte patrimonial de US$ 50,1 millones a Geotérmica del Norte.

Los desencantados
Cuando en la década pasada se fundó Geotérmica del Norte, no estaba Enel pero sí Codelco, con el 49%. Después, la cuprera estatal optó por desentenderse del negocio geotérmico, y vendió la mayor parte de su participación a la firma italiana.

Mientras tanto, Enap mantiene el 49% en la Empresa Nacional de Geotermia (ENG), también junto a Enel, donde su aporte de capital está valorizado en US$ 2,4 millones. ENG cuenta con la mayor parte de las concesiones geotermales a lo largo del país.

Los problemas financieros (tiene una deuda superior a US$ 4.000 millones) llevaron a Enap a vender su participación en Energía Andina, en 2011. Este joint venture que había formado con el grupo Luksic, también para desarrollar proyectos geotérmicos, debió abandonarlo de manera prematura, para echar mano a los US$ 12 millones que en ese momento le pagó la australiana Origin Engergy.

Los Luksic tampoco dieron en el clavo con su incursión en el negocio geotérmico y poco a poco han ido postergando las inversiones en este sector. Fuentes del conglomerado señalaron que le han quitado el piso a Energía Andina, reduciendo drásticamente su personal a no más de diez personas, quizás a la espera de que soplen mejores vientos para esta industria. Cuando en 2008 partió esta empresa, sus promotores anunciaron —con no poco optimismo— que llegarían a producir 400 MW con recursos geotermales.

Sin embargo, la realidad ha sido otra y en el corto plazo no se prevé que ello ocurra, a pesar de la nueva agenda de energía anunciada el mes pasado por el gobierno. En este documento la geotermia ocupa menos de una página y si bien propone diseñar una nueva ley para el sector, que sería enviada al Congreso en el cuarto trimestre del próximo año, para el largo plazo no dio señales de un impulso mayor que el actual.

Con una proyección a 2025, esta agenda le adjudica a la geotermia un aporte futuro de sólo 250 MW al sistema, algo así como una central termoeléctrica mediana, movida a carbón, el combustible más apetecido por las empresas del sector para hacer proyectos rentables en el corto plazo. Esto último, en el marco de los incentivos de la actual ley eléctrica que opera con el modelo de costos marginales. Esto es, tomando en cuenta el combustible más caro con que se mueven las centrales eléctricas del país, para aplicar finalmente las tarifas a los clientes, sean éstos regulados (principalmente las familias) y los no regulados (grandes consumidores, empresas).

Una ley sin resultados
El presidente de la Asociación Geotérmica Chilena, Fernando Allendes, sostiene que la actual ley de concesiones de geotermia (vigente desde el año 2000) no ha dado resultados, porque frente a los enormes desafíos que implica desarrollar este tipo de energía, el Estado tomó distancia, remitiéndose solo a administrar el otorgamiento de las concesiones, sin asumir un rol activo.

El director del Centro de Excelencia de Geotermia de Los Andes, Diego Morata, señaló que en la nueva agenda de energía no se incluyó a la geotermia en el desarrollo de clúster, como sí ocurrió con otras fuentes. A su juicio, esta omisión se debería a la visión cortoplacista que ha prevalecido en el mercado energético nacional, donde los mayores flujos de inversión van a los proyectos que toman menos años en concretarse.

Según Morata, la no inclusión de la geotermia en el desarrollo de clústers la deja fuera de las posibilidades de incrementar en el país el conocimiento y la investigación sobre los beneficios de este recurso, factor que a su juicio explica en parte la poca importancia que hasta ahora le han dado las autoridades.

En el mencionado foro de ThinkGeoEnergy, el gerente general de Energía Andina, José Manuel Soffia, concordó con los otros especialistas en que ha faltado un mayor apoyo del Estado para compartir los riesgos con el sector privado en el desarrollo de los proyectos geotérmicos.

En su fase inicial, estos proyectos demandan un gran desembolso de recursos en exploración y prospección de yacimientos, a un nivel similar que el requerido para encontrar hidrocarburos (petróleo y gas natural), a lo que en el caso de Chile se agrega la escasez de oferta de servicios para realizar tales operaciones. Según Soffia, “la falta de una masa crítica de proyectos de geotermia ha impedido una mayor oferta de servicios, de modo que los pocos que existen se consiguen a un alto costo”. Agrega que en otros países este problema ha sido resuelto con apoyo del Estado, canalizando recursos que ofrecen organismos multilaterales de crédito, con el objetivo expreso del desarrollo de la energía geotérmica.

El ejecutivo de Energía Andina sugiere que debiera estimularse la iniciativa privada en geotermia con el desarrollo de nuevos instrumentos de apoyo del Estado, “tales como seguros de riesgos o incentivos tributarios”. Citó el caso de Estados Unidos, donde existe un beneficio tributario para los proyectos en geotermia, que consiste en un descuento impositivo hasta que se amortiza la inversión.

Altos costos en terreno
Según los expertos, otra de las grandes barreras que han impedido el desarrollo de la geotermia en Chile es la geografía, que si bien es generosa en ofrecer yacimientos de este tipo, están alejados de los centros de mayor consumo eléctrico y, por lo general, a gran altura (sobre 2.000 metros). Esto encarece los costos para el desarrollo físico de los proyectos y también de la trasmisión de la energía. De hecho, los dueños de éstos también se deben hacer cargo de las líneas de transporte de la electricidad, hasta los troncales, del SING (Sistema Interconectadodel Norte Grande) y del SIC (Sistema Interconectado Central).

Según el Banco Mundial, a nivel internacional, el costo de la inversión inicial para generar 1 MW con geotermia es de US$ 4 millones, en cambio en Chile supera los US$ 5 millones.

No obstante, la nueva agenda dio una luz de esperanza a los impulsores de la geotermia en el país, porque ésta promete un mayor protagonismo del Estado en el sector. “Implementaremos esquemas para reducir el riesgo en la perforación de pozos profundos en la etapa de exploración geotérmica. Además, estimularemos las articulaciones necesarias para el desarrollo de una oferta local especializada en perforación geotérmica, cuya ausencia se está traduciendo en elevados costos iniciales para esta industria en Chile”, señala el documento del gobierno.

-Informe del B. Mundial Costos y riesgos

Un estudio del Programa de Asistencia para la Gestión del Sector Energético (Esmap, por su sigla en inglés), del Banco Mundial, reconoce que los proyectos geotérmicos son arriesgados. Dice que la fase más compleja es la de exploración geológica y que el desafío más grande es el financiero: un cálculo estimado promedio de costos de inversión da US$ 4 millones por cada MW.

Sin embargo, el estudio señala que el alto nivel del riesgo financiero —debido a los altos costos a desembolsar por adelantado— es común para la mayoría de las fuentes de energía renovables.

Otra prueba de fuego para la geotermia es lograr la escala necesaria para que sea competitiva. El estudio dice que la capacidad máxima de la central geotérmica “se ve limitada por la capacidad de producción de calor del yacimiento”. Agrega que incluso, la naturaleza renovable de la energía geotérmica no es incondicional, ya que la capacidad del yacimiento para regenerarse puede verse comprometida por las altas tasas de extracción (agua y vapor a elevadas temperaturas), o por el fracaso en reinyectar los fluidos geotérmicos al pozo.

El Banco Mundial dice que un proyecto geotérmico normalmente toma de 5 a 10 años para su conclusión.

Debido a lo anterior, “la experiencia de países que han tenido éxito en desarrollo de energía geotérmica señala la importancia de una serie de factores comunes: una organización nacional (o empresa) dedicada a la exploración y el desarrollo geotérmico, capaz de manejar proyectos de infraestructura a gran escala, congruente con normas internacionales y de la industria”.

-10 años puede tomar el desarrollo de un proyecto geotérmico

-15.000 mega Watts es el potencial geotérmico de Chile

Comments are closed.