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Marzo 2017 | Energía

El negocio de generar electricidad con agua de riego

generar electricidad con agua de riego
Pedro Matthei de la Asociación Chilena de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (APEMEC) nos señala que algunas de las limitantes al desarrollo de pequeñas centrales son los elevados costos de las líneas de transmisión para que cada pequeña generadora evacue su energía así como también de los estudios de impacto ambiental. Además nos señala defectos en las normativas de apoyo al sector.

En la actualidad Chile padece los costos de generación de electricidad más altos de la región, presenta una alta dependencia de combustibles importados y su matriz de generación eléctrica se va desplazando decididamente hacia las centrales termoeléctricas, incrementando así la ‘huella de carbono’ del país a través de la mayor emisión de CO2. Por su parte, las grandes centrales hidroeléctricas, como las de Hidroaysén o antes Ralco, son rechazadas por gran parte de la población y su construcción conlleva un alto costo social, medioambiental y político. Sin embargo, aún así las cosas, las energías alternativas no convencionales (ERNC) se desarrollan muy lentamente pese a las iniciativas de gobierno, leyes y diferentes mecanismos que pretenden incentivar su despegue.

Entre las ERNC: eólica, solar, geotérmica, maremotriz…, una de las fuentes de generación que se muestra más promisoria en las condiciones de Chile, y que se basa en el agua de riego de uso agrícola, es la hidrogeneración a pequeña escala (hoy hasta 20 MW). Según estudios realizados, solo en base al agua en la infraestructura de riego, tenemos un potencial de generación de más de 1.400 MW (1,4 GW). Además, esta forma de generación, en que se utiliza la fuerza motriz del agua de canales y embalses de riego ya ha demostrado ser un negocio rentable para las organizaciones de regantes, sin afectar la disponibilidad en tiempo y caudal, del agua que debe ser destinada prioritariamente al riego.

Ejemplos concretos son la operación, desde hace muchos años, de la central La Florida y otras menores (25 MW en total), pertenecientes a la Asociación del Canal de Maipo (Canal San Carlos), que le permite a esa organización no cobrar cuotas de administración y mantenimiento a sus usuarios e incluso repartir beneficios económicos a sus asociados. Otro caso es el de la Asociación Canal de Maule y sus centrales Lircay (20 MW), Mariposas (6 MW) y Providencia (12,7 MW), unas recientemente operativas y otras en construcción. En 30 años, solo por la central Lircay y solo en función al caudal otorgado, la Asociación Canal de Maule proyecta recibir cerca de US$18 millones.

Para saber qué falta para el despegue definitivo de este promisorio negocio conversamos con Pedro Matthei, presidente de la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (APEMEC), asociación gremial en la que  cerca de la mitad de los socios son tenedores de derechos de agua, consuntivos o no consuntivos, entre los que se cuentan asociaciones de regantes y agricultores.

Como APEMEC “con la división de ERNC del Ministerio de Energía estamos colaborando en alternativas de conexión a redes de transmisión y con una serie de aspectos que falta mejorar en la Ley Eléctrica Corta (1 y 2) y la Ley sobre ERNC. Hoy se tramita un proyecto en el Congreso para mejorar esta ley que tuvo un impacto casi nulo en el sector ERNC en general ya que inicialmente fijó una meta muy baja (una participación del 5%). Ese porcentaje se cumplió con creces el primer año a través de una interpretación de los contratos y no se tradujo en incentivos reales para los proyectos. Curiosamente se generó una sobre oferta virtual de ERNC conforme a lo que define la ley”, explica Matthei.

-¿Cuál es el problema a nivel del Servicio de Evaluación Ambiental (SEA)?
-Actualmente las pequeñas centrales hidroeléctricas de pasada se evalúan siguiendo los reglamentos de los grandes embalses. Queremos que se desarrolle una normativa específica y estamos avanzando en eso. Hoy para lograr la aprobación ambiental de un proyecto minihidro de pasada superior a 3 MW, se debe seguir el mismo procedimiento caro que sigue una gran represa (ej. Hidroaysén), aunque presentan impactos medioambientales radicalmente distintos. Siguiendo el modelo de los países desarrollados lo lógico es que tengamos una normativa ambiental ajustada al sector minihidro.

-Entendemos que incluso se está evaluando a nivel ministerial, y el presidente lo habría anunciado a un grupo empresarial, el aumento del límite definido para las minihidro de 20 a 100 MW. Lo que incrementaría de forma dramática la sobre oferta. ¿Es efectivo, por ejemplo, que en Europa se considera como ERNC a centrales de hasta 100 MW?
-No. Se genera una confusión que es bueno aclarar. Una cosa es el límite para calificar como proyecto minihidro. Ese límite existe en casi todos los países que tienen fuentes de generación hidráulica. Por ejemplo en Brasil se fijo en 20 MW porque se busca beneficiar a las minicentrales de hasta 20 MW. En Austria, un país en que el sector es muy fuerte, el límite se fijo en 15 MW y el programa Green Eletricity Act beneficia solo proyectos hasta 15 MW. En Italia son 3 MW. Todos los países tienen un límite. Aumentar ese límite sería nefasto para el desarrollo de las ERNC. Sería casi como declarar el fin de las ERNC en Chile. Más aún después del anuncio presidencial del 20/20 (20% de ERNC en la matriz al año 2020), una meta muy ambiciosa que se planteó en el contexto de las elecciones presidenciales.

-¿Por qué es tan importante ese límite?
-Porque estos proyectos necesitan apoyo para concretarse. Los actores que desarrollan estos proyectos no son las grandes generadoras o empresas convencionales ya que en muchos casos son empresas locales. Esa es la razón para definir un límite y ampliar ese límite significa desviar recursos, subsidios o incentivos hacia proyectos grandes. Creo que no sería aceptable ya que el espíritu de la ley era promover las energías alternativas. Distinto es decir que una central de 100 MW no emite CO2 a la atmósfera por lo que no debería ser castigada.

-¿Qué se puede hacer para superar la barrera de los tendidos de transmisión eléctrica?
-Producto del sistema chileno en que la transmisión o subtransmisión está en manos de privados, cada proyecto debe resolver por cuenta propia la transmisión de energía. Para proyectos de, por ejemplo, 1 MW construir una línea de 10 km es imposible. Además, si las minicentrales logran levantar los recursos vamos a llenar nuestros valles de líneas de transmisión. No solo para minihidro ya que en geotermia hay 21 concesiones que están avanzando, así mismo biomasa forestal, biogas, eólica -que hoy están en la costa pero mañana pueden estar en la precordillera-, todos esos proyectos tendrán que evacuar su energía.

“Nosotros proponemos una solución por cuenca en que se genera un único trazado inclusivo para que todas las ERNC de una cuenca puedan evacuar su energía a través de esta línea, tanto hoy como en el futuro. Genera el mínimo impacto visual posible y viabiliza una gran cantidad de proyectos aportando a limpiar nuestra matriz energética. Así mismo es compatible con el desarrollo turístico de las diferentes regiones ya que el impacto es acotado. Así como no podemos evitar que las carreteras se construyan, tampoco podemos evitar que se hagan las líneas de transmisión, pero podemos velar porque esto se haga bien”, señala Matthei.