En alerta el sector eléctrico. Vienen cuatro años sin nuevas centrales de gran tamaño

Luego de la entrada de Angostura (316 MW) a fin de año, no se avizoran nuevos proyectos convencionales de aquí a 2017. El punto es que la demanda sigue creciendo, por lo que se haría necesario operar nuevamente con diésel, lo que disparará las tarifas.

Gustavo Orellana, Pulso

El sector eléctrico vivirá este 2013 un período de tranquilidad, pues existen proyecciones alentadoras para las tarifas y, sobre todo, para la seguridad de suministro. Todo, si es que se cumplen los pronósticos sobre una recuperación de las lluvias durante el invierno y también porque la entrada de nueva capacidad a carbón ha ayudado a reducir los costos del sistema en los últimos meses.

Todos estos elementos llevan a algunos expertos a estimar un costo marginal por debajo de los US$100 por MWh e incluso a la mitad de eso, si es que las lluvias del invierno son fuertes. Una reducción drástica, pues durante el año pasado los costos superaron, durante varios días, los US$200 el MWh.

Pero este positivo escenario 2013 podría estropearse en el mediano plazo, sobre todo porque no se ven grandes proyectos entrando al sistema, por lo menos hasta 2017. Las proyecciones para el mediano plazo consideran, además de las estimaciones climáticas, dos factores clave para cualquier negocio: la demanda y la oferta, en este caso, de electricidad. Respecto de la primera variable, se estima un crecimiento promedio de 6% anual, en  línea con la expansión del producto. Pero el problema viene del lado de la oferta: en el Sistema Interconectado Central,el parque de generación prácticamente no crecerá y no sólo ahora, sino que por los próximos cuatro años.

¿La razón? Salvo la hidroeléctrica Angostura (Colbún, 316 MW), que está pronto a entrar en operaciones, no hay ningún otro proyecto de magnitud en construcción o incluso en etapas avanzadas de desarrollo.

INGRESOS
Esto contrasta con los casi 1.000 MW a carbón que ingresaron entre 2012 y comienzos de 2013, con las centrales Santa María, Campiche y Bocamina II, de Colbún, AES Gener y de Endesa, respectivamente.

La situación preocupa al sector eléctrico, pues se plantea que esta situación no variará en el mediano plazo, pues los privados están siendo más cauto con el desarrollo de nuevos proyectos, tanto por la incertidumbre jurídica como porque se está a la espera de que se aprueben los cambios normativos actualmente en discusión en el Congreso.

Actualmente, el parque de generación en el SIC alcanza una capacidad instalada de 13.545 MW (información a octubre del año pasado), para satisfacer una demanda que durante los primeros meses de 2013, según datos de la consultora Valgesta, llega a 7.211 MW. Es decir, capacidad hay. El problema es cuán eficiente es el parque que no se está utilizando, y cuál sería el efecto en tarifas en caso de que haya que comenzar a echar a andar estas unidades.

El socio de Electroconsultores, Francisco Aguirre, plantea que la demanda actual está creciendo a tasas que implican necesariamente que se ejecuten inversiones anuales en máquinas eficientes, “capaces de producir aproximadamente lo mismo que cualquiera de los proyectos recientemente incorporados luego de largos retrasos”.

SIN NUEVAS CENTRALES
Según el experto, el riesgo que tiene la falta de oferta futura es que se disparen las tarifas, pues el sistema se verá obligado a funcionar con centrales diésel, que son caras e ineficientes y que encarecen la producción eléctrica.

“La única forma de compensar la falta de oferta es con inversiones ineficientes como son los motores diésel -el norte chico está lleno de motores y muy pocas maquinas eficientes- que son caras”, señala Aguirre.

El tema es que sí hay proyectos. Al menos, el sistema de Evaluación de Impacto Ambiental ha visado o mantiene en tramitación iniciativas de inversión por casi 10.000 MW en centrales con una potencia superior a los 300 MW, entre convencionales y ERNC y que todavía no parten su construcción u otros que, derechamente, ya no van.

En este grupo se ubica Castilla (2.354 MW). Otros que están en la incertidumbre son Hidroaysén (2.750 MW), Río Cuervo (640 MW), y Alto Maipo, el que, según su propietaria, AES Gener, iba a comenzar a fines del año pasado, pero aún no hay una comunicación oficial sobre si eso ocurrió, o no, y en caso contrario, cuándo sucederá.