La compañía canadiense reingresó a evaluación ambiental la Central Hidroeléctrica San Carlos, que busca instalarse sobre el río Biobío, entre Los Ángeles y Mulchén. La iniciativa contempla 43 meses de construcción y proyecta comenzar a operar en 2033.
La empresa canadiense Innergex Renewable Energy reactivó sus planes de inversión hidroeléctrica en Chile mediante el reingreso al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) de la Central Hidroeléctrica San Carlos, proyecto de US$420 millones que contempla una capacidad instalada de 154,4 megawatts (MW) en la Región del Biobío. La iniciativa, presentada el 3 de noviembre de 2026 por su filial Inversiones San Carlos SpA, busca desarrollar una central de pasada sobre el río Biobío, en el límite de las comunas de Los Ángeles y Mulchén.
El proyecto vuelve a tramitación después de dos intentos realizados durante 2022 que no lograron avanzar hasta una calificación ambiental. La nueva presentación incorpora un Estudio de Impacto Ambiental (EIA) y proyecta una construcción de 43 meses, con una dotación máxima estimada de 906 trabajadores.
La inversión se inserta en el desarrollo de infraestructura eléctrica renovable en Chile, un sector que enfrenta crecientes exigencias de estabilidad operacional, transmisión y coordinación entre tecnologías de generación.
Para industrias de alto consumo energético, como la minería y la manufactura, la incorporación de capacidad hidroeléctrica puede contribuir a diversificar las fuentes de abastecimiento del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), aunque su aporte efectivo dependerá de la disponibilidad hídrica y las condiciones de operación.
Central San Carlos contempla tres turbinas y generación de pasada
La iniciativa se emplazaría en el sector San Carlos de Purén, aproximadamente 1.200 metros aguas arriba del antiguo puente de la Ruta 5 Sur, actualmente identificado como Ruta Q-619.
El diseño considera una central hidroeléctrica de pasada, conocida técnicamente como run-of-river, que aprovecha el flujo del río para generar electricidad mediante turbinas hidráulicas.
La infraestructura principal contempla pretiles de cierre en ambas riberas, barreras fijas y móviles para controlar el nivel del agua y una casa de máquinas equipada con tres turbogeneradores.
Dos unidades principales utilizarán turbinas tipo Kaplan, mientras que una tercera unidad, también Kaplan, estará destinada al aprovechamiento energético del caudal ecológico.
El conjunto permitirá alcanzar una potencia instalada de 154,4 MW, utilizando un caudal nominal de 750 metros cúbicos por segundo y una caída bruta de 22,5 metros.
Principales características del proyecto
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Indicador |
Valor proyectado |
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Inversión |
US$420 millones |
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Potencia instalada |
154,4 MW |
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Tipo de central |
Hidroeléctrica de pasada |
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Caudal nominal |
750 m³/s |
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Caída bruta |
22,5 metros |
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Turbogeneradores |
3 unidades Kaplan |
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Construcción |
43 meses |
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Inicio operacional previsto |
2033 |
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Vida útil operacional |
50 años |
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Empleo máximo en construcción |
906 trabajadores |
La electricidad generada será transportada desde una subestación elevadora ubicada junto a la casa de máquinas.
Posteriormente, una línea de alta tensión de aproximadamente 650 metros permitirá conectar la instalación con la infraestructura de transmisión vinculada a la subestación Mulchén.
Esta conexión constituye un componente fundamental para incorporar la energía al SEN y permitir su utilización por consumidores residenciales, comerciales e industriales.
Proyecto vuelve al SEIA tras dificultades ambientales en 2022
La Central Hidroeléctrica San Carlos registra antecedentes de tramitación anteriores a su presentación de noviembre de 2026.
Durante 2022, la iniciativa fue ingresada al sistema ambiental, pero el proceso no consiguió avanzar hasta una resolución favorable.
Tras una primera presentación que fue retirada, un ingreso posterior terminó anticipadamente debido a observaciones relacionadas con información considerada esencial para continuar la evaluación.
Este antecedente convierte la nueva tramitación en una etapa particularmente relevante.
El proyecto deberá demostrar que cuenta con antecedentes suficientes para evaluar adecuadamente sus impactos sobre el río Biobío, los ecosistemas asociados y las actividades desarrolladas dentro de su área de influencia.
Entre las materias que deberán ser examinadas destacan las modificaciones al régimen hidráulico, los efectos sobre flora y fauna acuática, los humedales y la relación de las obras con comunidades locales.
El EIA también deberá permitir analizar la efectividad de las medidas de mitigación, reparación y compensación propuestas.
El reingreso no equivale a una aprobación ambiental ni autoriza por sí solo el inicio de la construcción.
La ejecución dependerá de una Resolución de Calificación Ambiental favorable y de las demás autorizaciones sectoriales que resulten aplicables.
Construcción comenzaría en 2030 y generaría hasta 906 empleos
El calendario preliminar presentado por Innergex contempla iniciar las obras en enero de 2030.
La fase de construcción tendría una duración de 43 meses, equivalente a aproximadamente tres años y siete meses.
Bajo esta programación, la central comenzaría su operación durante 2033.
La empresa proyecta una vida útil operacional de 50 años, período durante el cual se desarrollarían actividades de generación eléctrica, mantenimiento y conservación de infraestructura.
En materia laboral, la construcción demandaría una dotación máxima de 906 trabajadores, principalmente asociados a movimientos de tierra, obras civiles, montaje electromecánico e instalaciones complementarias.
Durante la fase operacional, la dotación sería considerablemente menor, con un promedio estimado de seis trabajadores y un máximo de 40 personas en actividades específicas.
Este comportamiento es habitual en proyectos hidroeléctricos, donde la mayor demanda laboral se concentra durante la construcción.
Para la Región del Biobío, el desarrollo de una inversión de esta magnitud podría generar oportunidades para contratistas de ingeniería, movimiento de tierras, transporte, montaje industrial y servicios especializados.
Sin embargo, el calendario y la contratación efectiva dependerán del resultado de la evaluación ambiental y de la decisión final de inversión.
Obras proyectadas sobre el río Biobío exigen evaluación de biodiversidad
Uno de los principales desafíos de San Carlos estará asociado a su intervención sobre el cauce del río Biobío.
Aunque las centrales de pasada no requieren necesariamente embalses de gran capacidad de almacenamiento, sus obras pueden modificar niveles de agua, velocidades de escurrimiento y condiciones ecológicas.
El diseño de San Carlos contempla estructuras destinadas a elevar el nivel del río para obtener la caída hidráulica necesaria para operar las turbinas.
La intervención considera una superficie del orden de 694 hectáreas vinculada a las obras y su área de desarrollo.
La evaluación deberá examinar cómo las modificaciones físicas del cauce afectan los hábitats acuáticos y la conectividad ecológica.
Entre las especies de interés se encuentran peces migratorios presentes en la cuenca, cuya movilidad puede verse condicionada por estructuras transversales.
La propuesta considera medidas relacionadas con el paso de fauna acuática y programas de seguimiento ambiental.
También incorpora iniciativas de compensación y mejoramiento de espacios comunitarios, entre ellas intervenciones en el borde fluvial y equipamiento recreativo.
Estas propuestas deberán ser revisadas para determinar si responden adecuadamente a los impactos ambientales identificados.
La evaluación no se limita a verificar la capacidad de generación: también debe establecer si la infraestructura propuesta resulta compatible con las condiciones ambientales y sociales del territorio.
Participación comunitaria será un componente de la tramitación
La ubicación del proyecto entre Los Ángeles y Mulchén incorpora desafíos relacionados con el uso del territorio, actividades rurales y comunidades vinculadas al río Biobío.
Antes del nuevo ingreso ambiental se desarrollaron instancias de participación ciudadana temprana con organizaciones sociales, comunidades indígenas y propietarios de terrenos.
El proceso contempló cuatro jornadas de participación, cuyos antecedentes fueron incorporados a una propuesta de planificación territorial y comunitaria.
Entre las iniciativas se consideran mejoramientos de espacios públicos, infraestructura recreativa y propuestas vinculadas al borde del río.
No obstante, estos acercamientos previos no reemplazan las instancias formales de participación ciudadana correspondientes al proceso de evaluación ambiental.
La revisión del proyecto deberá establecer también si existen impactos significativos sobre los sistemas de vida y costumbres de grupos humanos, actividades económicas y patrimonio cultural.
Para una infraestructura cuya operación se proyecta durante cinco décadas, la relación territorial será uno de los factores relevantes para evaluar su sostenibilidad a largo plazo.
Nueva capacidad hidroeléctrica puede aportar respaldo al sistema eléctrico
La incorporación de una central hidroeléctrica de 154,4 MW tendría implicancias para la matriz de generación del centro-sur del país.
Chile ha incrementado considerablemente su capacidad solar y eólica, tecnologías que presentan variabilidad asociada a las condiciones meteorológicas.
En ese contexto, determinadas centrales hidroeléctricas pueden contribuir a la flexibilidad del sistema mediante ajustes de generación, dentro de los límites impuestos por los caudales disponibles, las exigencias ambientales y el diseño de las instalaciones.
Sin embargo, las centrales de pasada tienen una capacidad de regulación diferente a la de las instalaciones con embalses de almacenamiento significativo.
Su producción depende directamente del comportamiento hidrológico del río y de las condiciones técnicas de operación.
Por esa razón, la potencia instalada de 154,4 MW no representa una entrega constante de electricidad durante todas las horas del año.
El aporte energético efectivo deberá determinarse considerando los caudales históricos, las variaciones estacionales y las restricciones operacionales aplicables.
Esta distinción resulta relevante para evaluar la contribución del proyecto a la seguridad del suministro eléctrico.
Qué implica para la industria minera y los consumidores industriales
La minería chilena mantiene una elevada demanda de electricidad debido al funcionamiento continuo de plantas concentradoras, sistemas de bombeo, chancado, molienda, transporte y procesos de tratamiento de minerales.
La electrificación progresiva de equipos también está aumentando la importancia de contar con una matriz energética diversificada y confiable.
Aunque San Carlos se ubicaría fuera de las principales regiones productoras de cobre del norte del país, su eventual incorporación al SEN contribuiría a la oferta de generación dentro de una red eléctrica interconectada.
Esto no significa que la energía producida será destinada específicamente a faenas mineras, ya que no se han confirmado contratos de abastecimiento vinculados al proyecto.
Su efecto sobre precios y disponibilidad dependerá de las condiciones generales del mercado eléctrico, los costos de generación, la infraestructura de transmisión y la operación coordinada del sistema.
Para los consumidores industriales, la diversidad tecnológica puede resultar relevante porque reduce la dependencia de una sola fuente energética.
Al mismo tiempo, la generación hidroeléctrica enfrenta riesgos derivados de períodos de sequía y cambios en la disponibilidad de recursos hídricos.
Por ello, la evaluación de nuevas inversiones debe considerar tanto su capacidad energética como sus eventuales restricciones ambientales y operacionales.
Inversión de US$420 millones dependerá de la evaluación ambiental
El reingreso de San Carlos representa una nueva oportunidad para Innergex de avanzar en una inversión hidroeléctrica de gran escala en Chile.
La iniciativa combina una potencia proyectada de 154,4 MW, infraestructura de conexión al SEN y una demanda laboral significativa durante su construcción.
Sin embargo, su desarrollo todavía está condicionado por etapas administrativas y técnicas.
La compañía deberá abordar las observaciones que puedan formular los organismos competentes y demostrar la suficiencia de las medidas propuestas para prevenir, mitigar, reparar o compensar impactos ambientales.
La experiencia de la tramitación de 2022 demuestra que la calidad de los antecedentes ambientales será determinante para avanzar.
También será necesario evaluar la evolución de los costos de construcción, las condiciones del mercado eléctrico y la disponibilidad de financiamiento.
La Central Hidroeléctrica San Carlos vuelve a la cartera de proyectos energéticos en evaluación con una inversión de US$420 millones y un horizonte operacional previsto desde 2033.
Para la Región del Biobío, su eventual construcción podría dinamizar la actividad de proveedores y contratistas industriales. Para el sistema eléctrico nacional, representaría una nueva fuente de generación renovable cuya materialización dependerá del cumplimiento ambiental, la viabilidad económica y las condiciones de desarrollo del proyecto.
