Poco a poco comienza a despejarse el escenario eléctrico para los próximos años, sobre todo, en el Sistema Interconectado Central (SIC), tanto en lo relativo al suministro eléctrico como en lo relacionado a las futuras inversiones que requiere la zona central para hacer frente a los incrementos de demanda y al mayor dinamismo económico que exhibe el país, especialmente, si se considera que bajo este escenario se necesitan unos 400 MW de nueva capacidad cada ejercicio.

Al mismo tiempo, también está claro que en el corto plazo, es decir, en los próximos cinco años, el desarrollo del sector vendrá de la mano de centrales carboneras e hidroeléctricas, dejando para el mediano y largo plazo, las alternativas vinculadas con el gas natural licuado (gnl), la energía eólica y el potencial geotérmico existente en el país.

Jorge Rodríguez, ex ministro de Economía y Energía, corroboró lo anterior, al sostener que en lo referente a nuevas centrales se va a privilegiar en un primer momento “las de carbón junto con las hídricas, pero más allá de eso, pensando en 2011 ó 2012, hay que volver a juntarse para ver cómo están los precios y si se desarrolló o no el gas natural en el mercado”, agregando que teniendo en cuenta los antecedentes que existen es un dato que se desarrollará un mercado de commodities del GNL a precios razonables, “más barato que los del petróleo, probablemente el impacto de los altos precios del petróleo van a hacer que se genere un mercado de combustibles alternativos a precios adecuados. Por ello, creo que sí puede ser una alternativa en el futuro”, esto último, al referirse a posibles centrales en base al GNL.

¿Pero hacia dónde apuntan los dardos de las eléctricas? ¿Cuál es el mix de generación que están barajando las principales generadoras y potenciales nuevos actores?

El Naipe

Según datos de la industria, un total de 12 nuevas unidades entrarían al sistema entre 2006-2008, aportando a la zona central un total de 1.493 MW de nueva capacidad, es decir, 497,6 MW por año, cifra que se ubica dentro de los requerimiento del SIC. Lo anterior, significaría un desembolso sobre US.400 millones por parte de las empresas que manejan estos proyectos, las que suman seis: Colbún; Pacific Hydro y su socia SN Power; Endesa Chile; AES Gener y su filial Guacolda, y el fondo de inversiones Southern Cross.

En el primer caso, la filial del Grupo Matte, Colbún, tiene previsto durante el próximo año poner en marcha Central Quilleco (70 MW), en serie hidráulica con Central Rucúe, en la VIII Región; Central Hornitos, consistente en una unidad hidroeléctrica de pasada, de 55 MW de potencia, ubicada en la cuenca del Río Aconcagua, y Central Chiburgo de 20 MW, localizada aguas abajo del embalse Colbún, agregando 145 MW a su parque hidroeléctrico, el que actualmente suma 1.122 MW.

Pacific Hydro y la noruega SN Power comenzaron a fines del año pasado la construcción de Central La Higuera, la que aportará 155 MW a partir de 2008. Al mismo tiempo, la australiana planea poner en operación una central de respaldo en la V Región por un total de 60 MW, la que de obtener la aprobación ambiental este año, podría inyectar su energía a fines de este ejercicio.

Endesa Chile maneja dos proyectos, la hídrica Palmucho y la ciclo combinado San Isidro II, las que suman un total de 409 MW, las que entrarán en operación en 2007 y 2008, respectivamente.

La apuesta de AES Gener y su filial Guacolda, en tanto, es netamente térmica, ya que están a la espera de la aprobación de impacto ambiental de las dos carboneras que mantienen en carpeta, Nueva Ventanas y Guacolda Unidad N°3. Sin embargo, la eléctrica adelantándose a la mayor demanda que se exhibe, comenzó la construcción de la central Las Vegas, unidad de 136 MW que operará como respaldo a mediados de este año.

Sorprendiendo al mercado, el fondo liderado por Norberto Morita, Southern Cross, comenzó este mes la construcción de la Central Termoeléctrica Campanario, unidad que demandará una inversión de US90 millones y que se emplazará en la comuna de Cabrero, VIII Región.

La primera etapa se montará entre marzo y julio de este año, con el objeto de iniciar sus operaciones en agosto, en ciclo abierto y con diésel, mientras que con gas natural partiría durante el primer semestre de 2007.

La iniciativa será liderada por la filial Energía Andes Sur, y según aseguró unos de los socios del fondo, Raúl Sotomayor, “Campanario será una gran central con tecnología de punta y ambiental, que contribuirá a reforzar la matriz energética nacional en el contexto de la creciente demanda de energía”.

Las Nuevas Cartas

Pero esto no es todo, las licitaciones de suministro que lanzaron Chilquinta Energía, Saesa y el Grupo Emel -aún están pendientes las de Chilectra y CGE Distribución- por un paquete de al menos 6.000 GWh, torta que equivale a contratos por un total de US50 millones al año (US.500 millones en 10 años), despertarán sin duda el apetito no sólo de los actuales operadores, sino que también de potenciales nuevos actores, como es el caso de la brasileña Petrobras y, de paso, de eléctricas que ya operan en la zona central, pero que podrían incrementar su actual participación, como es el caso de Pacific Hydro, SN Power y la italiana Enel (Ente Nazionale per l’Energia Elettrica).

A estos, se sumarían además, Empresa Eléctrica Pilmaiquén -ligada a los empresarios Bruno Philippi y Andrés Concha-, la que ya posee cuatro proyectos en carpeta -aunque aún no define la puesta en marcha de ninguno de estos-, por un total de 165 MW y una inversión de al menos US90 millones, y la española Acciona, la que ha mostrado su interés en ingresar al mercado de generación.

En el caso de Petrobras, la que ya se instaló en Santiago este verano, mantiene en carpeta la idea de entrar al mercado de generación eléctrica, razón por la que evalúa la puesta en marcha de centrales duales (gas/diésel) al sur del SIC de entre 100 MW y 200 MW.

El Factor GNL

Si bien la llegada del gas natural licuado servirá como respaldo sí o sí para la operación de los ciclos combinados de Endesa Chile, Colbún y AES Gener, todavía está en duda si dicho combustible se empleará para la expansión del sistema. Lo anterior, pese a que la Comisión Nacional de Energía (CNE) incluyó en el último Plan de Obras del SIC 1.905 MW en centrales a base de GNL, 34% de capacidad recomendada por la entidad para el periodo 2005-2015.

De hecho, el propio Grupo Matte señaló que hay que tener presente que la generación de electricidad basada en GNL, carbón o diésel, “necesariamente será más cara que con gas natural argentino a los precios contratados, lo que llevará indefectiblemente a que el precio de la energía eléctrica deba mantenerse en niveles muy superiores a los que estuvieron vigentes en años anteriores”, al mismo tiempo añadió que si se consideran “los precios actuales del GNL y de los combustibles alternativos, también se puede indicar que la generación en base a GNL no sería competitiva con tecnologías alternativas como es el carbón, por lo que sólo servirá como un respaldo más económico que el diésel”.

Rodríguez, sin embargo, manifestó que si hay un inversionista que hoy está evaluando una planta eléctrica para la próxima década, “no puede mirar el precio del gas actual, tiene que mirar el precio del gas que puede tener durante toda la década de 2010-2020, periodo en el que voy a pagar mi nueva central”.

El ex ministro de Economía y Energía va mucho más allá y detalló que pese a que el costo de desarrollo de una unidad de carbón es mucho más barata que una de GNL, “las plantas de gas usan dos veces el calor, mientras que las de carbón lo usan una vez. Es decir, es más barato el carbón, pero produce menos electricidad a la misma unidad calórica, el otro produce más electricidad”.

Teniendo estos datos en cuenta y las cartas que pusieron sobre la mesa las eléctricas, es un hecho que el sector comenzó lo que en una oportunidad Rodríguez denominó una “carrera de inversiones”. Ahora, el tema, es que alternativas finalmente primarán en el desarrollo del sector, considerando que la potencia hídrica alcanza en la actualidad 56,9% de la capacidad instalada total del SIC, sumando 4.695,3 MW.
Fuente: Estrategia.