El retraso en un año en la entrada en operación de las centrales de HidroAysén implicaría que los “costos de operación del sistema podrían aumentar entre US$ 159 millones y US$ 388 millones”, estima un análisis sobre el impacto económico que tiene el retraso de los proyectos energéticos en el Sistema Interconectado Central (SIC), que realizó la Fundación Facultad de Derecho de la Universidad de Chile, encargado por la Subsecretaría de Energía.
El estudio se centró en la identificación y análisis de las vías administrativas y jurisdiccionales iniciadas en el marco de los 13 proyectos eléctricos, escogidos por el consultor en conjunto con el Ministerio de Energía, en razón de su carácter emblemático y representatividad dentro del sector. Así, fueron Castilla, Campiche, Los Robles, Alto Maipo, San Clemente e HidroAysén, entre otras, incluyendo líneas de transmisión. Para medir el impacto en el sistema, el estudio supuso el retraso en un año de las centrales desde la fecha óptima de entrada de los proyectos.
El costo para el sistema, dicen los expertos, vendría por la utilización de otras fuentes de generación y eventualmente, en situaciones críticas, dictar racionamiento eléctrico al no tener dichas fuentes disponibles. Además, otro efecto de esto es que el país se vuelve más pobre y se torna menos competitivo con otras naciones.
Así, para el caso de la Central Los Robles, de AES Gener por 750 MW y con una inversión de US$ 1.300 millones, el estudio estima que si no entra en operación en 2030, “el costo de operación total podría aumentar entre US$ 17 millones y US$ 54 millones.
Para la central Campiche –de AES Gener- “suponiendo que la central Campiche entra en operación el año 2013 en vez del año 2012 (…) el costo de operación total podría aumentar hasta en US$ 42 millones”.
En el caso de Alto Maipo, también de AES Gener, la fecha óptima de entrada en operación de las centrales Las Lajas y Alfalfal II, que prevé el informe, es para el año 2016. “Considerando que el tiempo de construcción de las centrales hidráulicas puede superar los 4 años, la judicialización del proyecto podría ocasionar un desplazamiento de la fecha de entrada en operación con respecto a la fecha óptima”, entonces, simulando que las centrales entran el año 2017 en vez del año 2016 “el costo de operación del sistema podría aumentar entre US$ 48 millones y US$ 106 millones”.
Respecto del proyecto Achibueno –del empresario Isidoro Quiroga- y considerando que la central El Castillo (30 MW) entrara el año 2017 y Centinela (105 MW) en 2020, los costos totales para el sistema pueden aumentar entre US$ 11 millones y US$ 38 millones.
El reporte también miró un posible retraso en las mejoras a la línea Loncoche–Villarrica, “que consiste en la construcción de un segundo circuito que se energizará inicialmente a 66 kV y la posterior energización de toda la línea a 110 kV”.
Dado el retraso presentado en el proyecto y que finalmente la DIA fue aprobada en 2010, se estima que la construcción podría estar terminada para el año 2013. En este contexto, y bajo el supuesto de un crecimiento vegetativo de 5% anual de la demanda, para el año 2013 la demanda de punta alcanzaría un valor de 20,2 MW, lo que deja un margen de 21% para acomodar proyectos específicos. Se visualizan entonces posibles congestiones en la línea actual”, dice el estudio “lo que redunda en calidad de suministro deficiente y posibles aumentos de precios a consumidores finales”, añade.
“Este aumento (de precios) es perceptible tanto para clientes libres como clientes regulados. En el caso de los primeros, es caso base que muchos de ellos tengan indexado su precio de compra de energía al costo marginal de la subestación eléctrica correspondiente, en este caso S/E Villarrica. En el caso de los clientes regulados ocurre lo mismo, pero con el precio de nudo de la energía aplicable a la misma S/E que después será trasladado a los clientes finales”, señala el informe.
Además, señala que “en términos estrictamente económicos, las fallas o salidas de servicio de la línea significan un costo económico para los usuarios perjudicados. Lo que podría ser disminuido al entrar en operación un segundo circuito que aumente la seguridad de la línea”.
“Finalmente”, dice el reporte, “el atraso trae consigo un detrimento en la calidad del producto electricidad, en especial el nivel de voltaje de suministro a usuarios finales y las variaciones que presentar como consecuencia de conexión o desconexión de cargas significativas. Lo anterior puede poner en riesgo la vida operativa de artefactos eléctricos”.
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