Venta de centrales a carbón motivaría llegada de nuevos actores y fondos de inversión
Se prevé alta actividad porque las eléctricas tienen presión de salir de estas unidades antes del fin de su vida útil.
La reducción de las emisiones del parque de generación eléctrica plantea por estos días un desafío para las empresas que cuentan con este tipo de activos en el país.
Más allá de los anuncios de las matrices de estas compañías, de que no construirán nuevas centrales en base a carbón o diésel, la disyuntiva que se abre es qué hacer con las centrales que ya tienen en operación.
En la industria comentan que en algunos casos, la tendencia que podría imponerse, tal como sucede con la filial local de la franco-belga Engie, será el intento por enajenarlos. Conocedores del sector comentan que estos procesos podrían resultar atractivos para operadores que no están presentes en el mercado local o bien para fondos que, por sus perfiles de inversión, están interesados en captar los ingresos que estas unidades puedan generar mientras dure su vida útil.
Esto porque el costo con el que operan (menor al gas, al diésel y en ciertos escenarios al agua) las sitúa operando en base, lo que en gran medida les asegura ingresos.
En la industria hablan de un tipo de operador distinto, que viene con la intención de capturar los márgenes que estas centrales le puedan dar al menor costo posible.
Por esto último, dicen, si la decisión es la venta de las centrales, debería activarse en el corto plazo, considerando que las empresas corren contra el tiempo, ya que en el Sistema Interconectado Central (SIC) el grueso de las termoeléctricas a carbón está cerca de completar su vida útil, estimada en medio siglo.
En el caso de la red del Norte Grande, aunque las instalaciones son más nuevas (en torno a las dos décadas), el desafío de encontrar un comprador no sería menor y explicaría la tensión que por estos días se vive en Engie Energía Chile, el principal actor de ese sistema eléctrico (ver nota relacionada).
Las eléctricas grandes que ya operan en el mercado comparten la determinación de “limpiar” sus matrices de generación, por lo que estos activos no estarían en su “target” de inversión.
Trabas a la modernización
Aunque asociar las centrales a un contrato de suministro podría hacer más atractivos estos procesos de enajenación, el riesgo asociado a este tipo de centrales les restaría atractivo como objetivo de inversión.
En primer lugar, modernizar estas instalaciones tiene un costo elevado, ya que no bastan las millonarias inversiones ya ejecutadas por las generadoras para adaptar las carboneras a la exigente norma de emisión.
Esta tecnología requiere también una actualización que le permita responder adecuadamente al requerimiento de flexibilidad que tendrá el sistema hacia 2021, cuando el peso de las renovables intermitentes en el parque supere el 20% del total, según cálculos de la Comisión Nacional de Energía (CNE).
En paralelo, existe la amenaza de una revisión del impuesto verde que grava las emisiones de este tipo de unidades. La posibilidad de elevar este tributo ha sido planteada por varias de las candidaturas presidenciales, lo que de alguna manera implicaría reducir los márgenes de los operadores.
Fuente: Diario Financiero
