Centrales hidroeléctricas de pasada en embalses en Chile

Razones de la disminución o desuso de estas centrales

Si bien estas centrales demostraron ser útiles, en años recientes muchas han visto reducida su generación o incluso paros temporales por diversos factores. La megasequía de la zona centro-norte (2010–2020) disminuyó drásticamente los caudales. En abril de 2021 la producción hidroeléctrica nacional cayó a solo 13% de la matriz, mínimo histórico atribuido a la falta de lluvias​

La prolongada sequía obligó a disminuir la dependencia del agua en el sistema eléctrico​. En la práctica, centrales de pasada en embalses debieron suspender operaciones por falta de agua. Por ejemplo, la Central Hidroeléctrica Puclaro (de la JVRE) estuvo paralizada entre 2012 y 2014 debido a los bajos niveles del embalse por la sequía​. De hecho, en Coquimbo tres centrales de pasada (Los Molles, La Paloma y Puclaro) se vieron “fuertemente afectadas” por la sequía prolongada, reduciendo los niveles de sus embalses y forzando la detención de Puclaro durante un par de años​. Esto evidencia que la variabilidad hídrica y el cambio climático merman la disponibilidad de estas centrales.

Otro motivo de su menor uso es la competitividad económica. En la última década, Chile incorporó gran capacidad de energía solar y eólica a costos muy bajos, reduciendo los precios eléctricos. Mientras una minicentral hidro presenta costos de inversión del orden de 3.2 MUS$/MW​, un parque solar fotovoltaico es mucho más barato (~0.87 MUS$/MW)​. Como resultado, el costo nivelado de la energía hidro de pasada (tradicionalmente en torno a $70–100 por MWh, dependiendo del proyecto) ha sido superado por el de la solar o eólica, con proyectos adjudicando energía a $20–30/MWh en años recientes. La abundancia de energía solar en horas diurnas ha deprimido los precios spot, dificultando la rentabilidad de pequeñas hidroeléctricas que generan en las mismas horas. Varias centrales de pasada proyectadas a inicios de los 2010s fueron postergadas o canceladas cuando el panorama de precios cambió y la urgencia de nueva capacidad disminuyó.

Finalmente, existen razones operativas y legales. Estas centrales dependen enteramente del patrón de uso del embalse: el riego o consumo humano tiene prioridad. En épocas en que no se libera agua, la planta simplemente no genera. Este carácter subordinado complica el modelo de negocio, pues los ingresos son variables e inciertos año a año. En el caso de Puclaro, la “fragilidad de la cuenca en oferta de agua” hizo que hubiera períodos “de generación altos, medios y nulos”. Además, de integrar generación en embalses de riego requiere acuerdos con las juntas de regantes y cumplir normativas ambientales, lo que puede alargar o encarecer los proyectos. En resumen, menos agua disponible, precios más bajos y dificultades operativas han reducido el uso y la expansión de estas centrales en años recientes.

Costos de generación: históricos versus actuales (precio por kWh)

En términos de costo, las centrales hidroeléctricas de pasada en embalses solían ser competitivas frente a la generación térmica en épocas de crisis, pero hoy se enfrentan a energías renovables más baratas. Históricamente, la electricidad hidroeléctrica en Chile era una de las fuentes más económicas. Una central de pasada construida aprovechando un embalse existente puede tener costos de inversión relativamente bajos comparados con una gran represa, ya que reutiliza infraestructura. Por ejemplo, la Central Hidroeléctrica Puclaro (5,4 MW instalada) requirió una inversión aproximada de US$7 millones en 2008​, en buena parte gracias a la infraestructura del Embalse Puclaro ya construida. Este costo (≈1,3 MUS$/MW) permitía generar ~35 GWh anuales en condiciones normales, implicando un costo nivelado estimado cerca de 60–80 US$/MWh, competitivo para la época.Sin embargo, esos costos han de verse en contraste con los precios actuales. A finales de los 2000, los costos marginales altos (sobre 100 US$/MWh) y contratos ERNC alrededor de 80–100 US$/MWh hacían rentables a estas minicentrales. Hoy, con licitaciones de suministro adjudicando energía a menos de 30 US$/MWh y costos marginales frecuentemente bajos en horas solares, el kWh hidroeléctrico de pasada resulta caro en comparación. Además, la sequía eleva el costo efectivo: cuando la generación se interrumpe por falta de agua, el costo por kWh producido a lo largo de la vida del proyecto aumenta (menos energía para amortizar la inversión). Según la Comisión Nacional de Energía, el costo de inversión referencial de una hidro de embalse es ~4,493 US$/kW y de una hidro de pasada ~3,923 US$/kW, mientras que una mini-hidro (<20 MW) promedia 3,263 US$/kW​. En contraste, la solar fotovoltaica se estima en solo ~871 US$/kW​. Esto se traduce en que el costo por kWh de las nuevas centrales solares/eólicas (US$20-50/MWh) es muy inferior al de una pequeña hidro en embalse (que necesitaría precios en torno a US$70-100/MWh para rentar adecuadamente). En síntesis, el kWh de las hidro de pasada en embalses fue competitivo una década atrás, pero en la actualidad es alto frente a alternativas renovables, salvo que la central ya esté amortizada. No obstante, cuando operan con agua abundante, siguen ofreciendo energía limpia a costo operativo muy bajo (ya construidas, el costo variable es casi nulo).