Si no fuera por el gas natural argentino, quizás nunca se hubiera dejado de construir las centrales hidroeléctricas de pasada en Chile. Y si no fuera por la escasez del mismo, tal vez jamás hubiésemos vuelto a ver estas ‘centrales hidroeléctricas sin embalse‘. Pero a partir de la crisis energética, estas plantas regresaron. Y en modalidad reducida y de la mano de un nuevo concepto: la sostenibilidad. Son muy distintas de las grandes y, a veces controvertidas, centrales de ciclo combinado.
Según Ramón Galaz, gerente general de la consultora EcofysValgesta, las centrales de pasada tienen un potencial generador de 5.000 a 6.000 MW en el Sistema Interconectado Central (SIC). La mayor parte de aquel potencial -un 60%- podría ser aprovechado por las llamadas "mini-hidro", que tienen una capacidad desde 1 a 40 MW. Pero las no tan mini -que pueden llegar a producir más de 150 MW- también están generando cuantiosas inversiones.
La australiana PacificHydro, que opera parques eólicos y centrales hidráulicas en Australia, Filipinas, Fiji y Brasil, maneja en Chile las centrales Coya y Pangal en la VI Región, las que, sumadas, aportan 76 MW a la mina El Teniente de Codelco. Y sus nuevos proyectos están creciendo. Según su gerente general en Chile, José Antonio Valdés, actualmente invierten US$ 1.500 millones para construir cinco centrales en el Alto Cachapoal que, en conjunto, sumarán 560 MW al SIC. El objetivo es retomar la idea de aprovechar el potencial generador de los ríos y, de paso, reducir el impacto ambiental, al hacerlo sin contener las aguas.
También en la VI Región, pero sobre el río Tinguiririca, la compañía trabaja en dos hidroeléctricas de pasada que podrían calificar como ‘mega-hidro’ cuando se completen: La Higuera y La Confluencia inyectarán 310 MW al SIC. Se esperan los primeros 155 MW generados por La Higuera a partir de 2010.
Para emprender este desarrollo, la empresa se unió con la noruega SN Power, de cuya unión resultó el nacimiento de Tinguiririca Energía. Para Claudio Montes, gerente general del joint venture, la principal diferenciación entre estas centrales de mayor capacidad y sus hermanas pequeñas la impone el Estado. Hoy la ley de Energías Renovables no Convencionales (ERNC) entrega beneficios financieros a las plantas hidroeléctricas de pasada de hasta sólo 40 MW. "Creemos que no debería ser así. En su momento La Higuera fue el proyecto más grande en el mundo en aplicar bonos de carbono, que te los dan por ser sustentable".
Tanto Montes como Luis Arqueros, gerente de proyectos de PacificHydro, concuerdan en que el tope es arbitrario puesto que no existen límites para los otros tipos de energías que se definen como "no convencionales". "Creemos que con estos límites se desperdician algunos derechos de agua. Si tienes un potencial de 40 MW, pero tienes beneficios sólo si construyes hasta 30 MW, estás optando por perder 10 MW para entrar en el marco legal", se queja Montes. No obstante, hay que reconocer que estas grandes centrales de pasada requieren una intervención territorial de escala mayor. Basta con observar las dimensiones de las obras para darse cuenta de que, aunque no hay embalse, es imposible no causar un impacto ambiental.
Por esto, dice Diego Lizana, ingeniero forestal y magíster en Energías Renovables, pese a que sin duda la energía hidráulica es considerada como renovable, hay límites para lo que se admite como una generación realmente amigable con el medio ambiente. "Se considera que una central de pasada superior a 20 MW puede causar muchas más externalidades negativas que un parque eólico de 40 MW, puesto que el uso del suelo es mucho más intensivo". Por este motivo, la normativa vigente no las reconoce como ERNC. Es más, países como España imponen un tope de 10 MW a las hidroeléctricas para clasificarlas como "no convencionales".
Pero hay empresas que sí se están beneficiando del marco legal. Arturo Troncoso, gerente general de HydroChile, creada por los mismos fundadores de PacificHydro, espera que sus clientes sean precisamente las generadoras que deban acreditar un 5% y luego un 10% de ERNC, según lo que dispone la regulación. Su plan de negocio contempla incorporar 250 MW al SIC, a través de 10 centrales. Esperan tener la calificación de impacto ambiental que les permitiera iniciar los trabajos en las primeras dos, El Paso y San Andrés, antes de fines de 2008. "Esperamos estar inyectando esa energía al SIC a fines de 2010 o comienzos de 2011".
Los proyectos, de mucho menor escala que los que en estos momentos emprende PacificHydro, también debieran generar un bajo impacto. "Estaremos ubicados en la alta cordillera, donde no hay mucho en materia de flora y fauna", asegura Troncoso. "La operación de las centrales va a mantener siempre lo que se llama el flujo ecológico de los ríos y devolvemos el agua, por lo que en el valle no debiera notarse una diferencia", asegura. De todas formas, Montes insiste en que ellos no están en el negocio para beneficiarse de ninguna ley. "Hacemos todos los estudios para asegurar que el impacto ambiental sea el mínimo y nos esforzamos por entablar una relación provechosa y duradera con las comunidades donde nos ubicamos".
Esto, asegura, es parte de su modelo de negocio. "Podríamos generar energía de otra forma, pero elegimos un medio sustentable, es nuestro core business, no buscamos beneficiarnos de ninguna ley". Y no lo necesitan, según dice, para ser competitivos. La ventaja de estos proyectos es que, pese a su alto costo de inversión, su operación es barata, lo que los hace muy competitivos. La fuerte presencia del diésel como combustible en la matriz de generación durante el último tiempo -en que las lluvias fueron escasas- agregó el efecto de elevar los precios, debido al coste del diésel como fuente de combustible de generación.
Pese a que se ha anunciado que los precios de venta en el Sistema Interconectado Central bajarán, el nivel en que se encuentran no debiera variar demasiado, lo que beneficia sustantivamente a estas empresas, que logran generar casi a costo cero. El sistema favorece que las fuentes con menores costos despachen primero su energía, por lo que mientras los ríos tengan un caudal adecuado, serán siempre las primeras en expedir electricidad. Esto representa una ventaja adicional por sobre las plantas de ciclo combinado, ya que se aseguran de vender el 100% de lo que generan.
