El Mercurio La crisis energética de 2007 y 2008, que tuvo a la zona central del país al borde del racionamiento, motivó la instalación de numerosas unidades de generación en base a diésel, que llegaron a superar los 700 MW, capacidad similar a la de una central mayor, como la Hidroeléctrica Ralco (690 MW).
Sin embargo, la realidad que hoy enfrentan esas centrales es muy distinta, pues la menor demanda eléctrica (en torno a los 5.000 MW a 6.000 MW por día), producto de la crisis y luego del terremoto, mantiene esa capacidad prácticamente ociosa y a sus titulares percibiendo ingresos que no permiten rentabilizar las inversiones realizadas.
Entre quienes apostaron por este negocio figuran ejecutivos del mundo eléctrico, como Francisco Courbis, Fernando del Sol y Rodrigo Danús, así como el ex presidente de la Sonami y la CPC Alfredo Ovalle y empresarios como Carlos Cardoen.
El sistema eléctrico opera con un criterio económico, que comienza con las unidades de menores costos, y en ese orden el diésel siempre ocupa el último lugar.
«Ahora estas centrales han operado muy poco, porque aunque la condición hidrológica no es muy favorable, han entrado unidades adicionales que han reforzado el sistema y la demanda sigue baja, lo que deja una ecuación compleja», explica Alejandro Larenas, gerente general de Elektragen, que opera este tipo de unidades diésel.
Las razones
La crisis energética abrió un mercado para esta generación, porque aunque su operación es cara, pueden instalarse en menos tiempo que el carbón, las hidráulicas o las renovables no convencionales.
De hecho, el gobierno anterior flexibilizó el trámite para estas unidades a diésel, que en 2007, 2008 y parte de 2009 se beneficiaron con una operación prácticamente constante a precios que cubrían los costos y dejaban utilidades.
En mayo, el diésel redujo su presencia en la matriz de generación a sólo 7%, según datos de Electroconsultores, lo que ratifica que este parque no opera o lo hace en niveles reducidos.
A raíz de esto, sus titulares sólo reciben pago por la potencia a firme; es decir, por estar conectadas al sistema, remuneración que sale de un fondo que se prorratea entre todos los operadores y difiere a partir de la ubicación geográfica y su disponibilidad efectiva.
Francisco Aguirre, director ejecutivo de Electroconsultores, indicó que quienes invirtieron menos por MW instalado (del orden de US$ 200 mil a US$ 300 mil) logran rentabilizar sus proyectos, lo que no sucede cuando el desembolso fue mayor o hay financiamiento detrás. «Ahí los números no cuadran en lo absoluto», dijo un conocedor del mercado.
En los próximos meses, el SIC sumará nuevas unidades a carbón, que seguirán desplazando al diésel, lo que podría llevar a los dueños de estos proyectos a buscar otros mercados, aunque para ello deben notificar con al menos 24 meses de anticipación.
Alternativa
La crisis energética abrió un mercado para esta generación, pues puede instalarse en un período muy corto.
Fuente / El Mercurio