Temas: Energía y Recursos Naturales América Central

También en abril de 2007, en la I Cumbre Energética Suramericana realizada en Venezuela, se creó la Unión de Naciones Suramericanas (Unasur). El proyecto de tratado propuesto por el presidente venezolano incluía: petróleo, gas, ahorro de energía y energías alternativas tales como biocombustibles, energía eólica, solar e hídrica. El presidente afirmó que su país acepta el consumo de "biocombustibles cuando no afecta a los alimentos", y es "complementario al petróleo", de manera de "no quitarle el maíz a la gente, a la cadena alimenticia y alimentar los automóviles". Esto representa un cambio en la posición del presidente venezolano luego de que en agosto de 2006 PDVSA firmó con Petrobras un contrato de suministro de largo plazo de etanol, para que posteriormente, en marzo de 2007, el presidente llamara "inmorales" a quienes llenan su tanque con etanol.

El emergente mercado eléctrico centroamericano. El mercado de electricidad en América Central se inició hacia 1980 con un incipiente intercambio; sin que existiera impulso explícito alguno de los gobiernos, las empresas empezaron a exportar sus excedentes a través de las líneas de interconexión que se fueron construyendo. Poco a poco, el mercado ha crecido y pasado de 205 GWh en 1985 a 1089 en 2004. Posteriormente, al observar el surgimiento del mercado y sus bondades, se decidió construir una línea de capacidad mucho mayor que interconecte a todos los países de la región; así nació el SIEPAC. Esto permitiría a algunos países, como Costa Rica, maximizar su estrategia de aprovechamiento de los recursos naturales de que dispone (sobre todo hidráulico) y reducir su dependencia de otras naciones en el plano energético. Por ejemplo, el Plan de Expansión de la Generación Eléctrica (PEG) propuesto para el periodo 2002-2016 mantiene, en cuanto a capacidad instalada de plantas hidroeléctricas, una proporción muy similar al promedio histórico de 75%. También establece la construcción de plantas geotérmicas, que ha permitido disminuir el requerimiento de instalación fósil, de su valor histórico de 25 hasta 15%. El PEG no incluye explícitamente intercambios de energía con países vecinos, y más bien busca la autosuficiencia en materia eléctrica. A pesar de la poca capacidad de transferencia actual de 50 a 100 MW, entre cada uno de ellos, existe un amplio margen para importaciones y exportaciones con los países vecinos, que permitiría disminuir los costos operativos de los sistemas cuando entren en operación los 300 MW del primer circuito del SIEPAC, en construcción y con el objetivo de operar en 2008.

Entre las limitaciones que enfrentan Costa Rica y las empresas públicas de nuestra región predominan las presupuestarias y los límites de endeudamiento total. Es por eso que en Costa Rica, en función de este plan de expansión, se han empezado a desarrollar proyectos hidroeléctricos con inversiones de cientos de millones de dólares, mediante fideicomisos y financiamiento de proyectos (Project Finance), sin aumentar los pasivos del ICE ni hacer uso de la garantía general del Estado, para desarrollar proyectos de mediana y gran escala. Con este método, el proyecto "Peñas Blancas" emitió bonos al mercado de valores, basado en esos flujos de ingresos futuros asegurados por el alquiler de los equipos, obteniendo una calificación de riesgo para el caso de estudio de AA+, que "se otorga a las emisiones con muy alta capacidad de pago del capital e intereses en los términos y plazos acordados - Muy Buena"; en este caso se colocó toda la emisión de 30.5 millones de dólares a una tasa de interés neta nominal de 7.5%. Al concluir el contrato de alquiler de equipos entre la unidad ejecutora y el ICE, éste, como fideicomitente mediato, puede decidir entre renovar el contrato o adquirir la planta con todos los equipos para continuar operándola y generando electricidad limpia y barata. Este mecanismo se repitió en el Cariblanco por 150 millones de dólares.

Costa Rica tiene una capacidad neta instalada de 1961 megawatts (MW), de los cuales 66% corresponde a plantas hidroeléctricas, 22% a plantas térmicas, 8% a plantas geotérmicas y 4% a plantas eólicas. Se piensa que acelerar el plan para atender la demanda interna y disponer de 450 MW adicionales para la exportación requeriría una inversión anual de 450 millones de dólares durante los próximos 16 años, lo que exigirá del país una combinación de sus sectores público y privado y varias modificaciones legales actualmente en discusión en el Congreso.

Los otros países que pueden aprovechar enorme e inmediatamente este nuevo Mercado Eléctrico Regional (MER) establecido con el SIEPAC son Guatemala y Panamá, los únicos que mantienen un balance positivo de exportaciones e importaciones eléctricas con 308 y 50 GWh respectivamente.

Guatemala cuenta con una potencia instalada para 2005 de 2087 MW, de los cuales 700 MW (34%) corresponden a hidroeléctrica, 33 MW (2%) a geotérmica y los restantes 1355 MW (65%) a energía térmica (incluyendo fósil y biomasa de bagazo de caña). Panamá cuenta con una potencia instalada para 2005 de 1572 MW, de los cuales 832 MW (53%) corresponden a hidroeléctrica y los restantes 743 MW (47%) a energía térmica. Además, Panamá ha dado un gran impulso a las energías renovables con incentivos fiscales y a la aplicación del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) del Protocolo de Kyoto.

Con la capacidad de transferencia actual existe un margen para intercambios entre los países vecinos que permite disminuir los costos operativos de los sistemas. Esta situación será aún más importante con la entrada del proyecto SIEPAC, que permitirá intercambios mucho más confiables y que a la larga requerirá replantear las estrategias de inversión y operación en el sector de generación para aprovechar oportunidades de compra y venta de electricidad que favorezcan a los consumidores.

Con la entrada del SIEPAC en 2008, las posibilidades de intercambio se incrementarán de 4% actual hasta 10% de la demanda, lo que permitiría disminuir los costos operativos para el suministro eléctrico.

El modelo económico de fuentes energéticas excluyentes. Una vez cumplidos los pasos de impacto ambiental, la mayoría de los proyectos basan sus decisiones principalmente en los indicadores financieros, como valor presente neto de las inversiones, relaciones beneficio/costo, etc. Pero comparar dos opciones similares donde una es hidroeléctrica, con un costo de operación muy estable, con una fósil cuyo costo de operación depende considerablemente de los combustibles, que se mueven en función de la oferta y la demanda del mercado (que puede ser rápida y fuertemente afectada por factores políticos, sociales y religiosos de los países productores), vuelve difíciles estas decisiones. Esta gran variabilidad de los precios del crudo y del diesel, de casi ocho veces entre el precio menor (27 centavos de dólar por galón) y el precio mayor (214 centavos de dólar por galón de diesel) en un periodo de 20 años (1986-2006), aumenta los costos de la electricidad producida en las plantas de generación fósil.

Por lo tanto, una decisión de inversión de varios millones de dólares no puede basarse en el precio instantáneo (spot) de los combustibles o de una mera suposición. Por otra parte, parecería que en la región ya se alcanzó el costo mínimo posible para plantas hidroeléctricas, al haber descendido por la curva de aprendizaje y agotado los proyectos sencillos y baratos, teniendo que empezar ahora a subir la cuesta del costo marginal de los proyectos más ambiciosos, donde actualmente los costos de instalación rondan los 2000 dólares por kW, cuyos costos unitarios totales promedio entre todas las plantas son de 3 centavos de dólar por kWh y la más reciente se acerca a los 5 centavos. ¿Qué puede hacer una región rica en fuentes renovables y pobre en capital y tecnología? ¿Es válido tratar la generación eléctrica y los combustibles con la misma estrategia? ¿Qué variables adicionales deberían tomarse en cuenta para los combustibles alternativos?