Las claves y efectos del proyecto que busca adelantar el cierre de las centrales a carbón

    La semana pasada la Cámara de Diputados aprobó en general el proyecto que propone anticipar en quince años el retiro de estas unidades. Su avance preocupa al gobierno y a la industria pues, aunque hay consenso en que se debe acelerar la descarbonización, ven riesgos en hacerlo tan rápido.

    De muy cerca se está observando el proyecto que busca cerrar inmediatamente todas las centrales que lleven más de 30 años operando y a 2025 las restantes. La iniciativa dio nuevos pasos la semana pasada, cuando la sala de la Cámara lo aprobó en general y en los próximos días busca votarse en la Comisión de Medio Ambiente las nuevas indicaciones presentadas.

    El consenso en la industria y gobierno por el proyecto es amplio: no es viable técnicamente lograr el objetivo en el periodo postulado, pues quedaría en riesgo la estabilidad del sistema, aumentaría la generación diésel, subirían los costos marginales de la energía y también habría alzas para los clientes finales.

    Son 28 las centrales a carbón que inicialmente había en el país, 3 de ellas ya cerraron y, con el cronograma actual, se prevé cerrar ocho más al 2025.

    ¿Es técnicamente posible adelantar el cierre de centrales a carbón a 2025?

    -Sí, es posible cerrar las centrales en el plazo que se propone en el proyecto de ley, pero según los expertos del sector eléctrico, está al límite. Los efectos que esto traería son múltiples y no solo para las empresas, sino que para los mismos clientes finales. En concreto, existiría un riesgo para la estabilidad del sistema y deberían encenderse un número importante de centrales diésel para reemplazar el carbón. Además, tiene un efecto en los racionamientos y un aumento en los costos, no solo para el sistema, sino que en un alza en las cuentas de luz. Otra consecuencia serían las importantes inversiones que deberían hacer las compañías del sector y en urgentes líneas de trasmisión para que comiencen a operar lo antes posible.

    ¿Qué peso tiene actualmente el carbón en la matriz?

    -En lo que va corrido del año, el aporte del carbón respecto del total de producción de electricidad en el país alcanza el 38,5%, siendo por lejos el energético de mayor peso. El año pasado, la cifra fue de 36,7%, el 2018 alcanzó el 38,6% y previó a ese año, 39%.

    En los últimos qaños se ha buscado disminuir la participación del carbón para potenciar las limpias -principalmente solar y eólica-. Esto ha sido fructífero, pues ambas tecnologías han aumentado fuertemente su preponderancia en el sistema eléctrico. Sin embargo, para que la energía solar y eólica sigan aumentando deben construirse nuevas líneas de transmisión, pues el consumo está en la zona central del país y las generadoras se ubican principalmente en el norte y sur de Chile.

    ¿Con qué podría reemplazarse el carbón?

    -En el escenario planteado de retiro del carbón a 2025, la generación eléctrica con ese combustible se debería reemplazar mediante nuevos proyectos de centrales renovables, centrales a gas, el aporte de las hidroeléctricas de gran tamaño (lo que dependerá de los niveles de lluvia) y mediante centrales generadoras de respaldo, que usan diésel como combustible.

    En el corto plazo, estas últimas tomarían más relevancia y ya en el mediano y largo plazo el gas y las renovables tomarán el protagonismo. Para que estas últimas sigan potenciándose, se deben crear nuevas líneas de transmisión que faciliten la entrega de energía a la zona central, lo que requiere millonarias inversiones.

    ¿Tendría impacto en los precios de la energía?

    -Es previsible que los costos marginales suban, porque si se prescinde del carbón, deberán operar centrales que hoy quedan fuera del despacho por su mayor costo, como son las turbinas en ciclo abierto o las centrales generadoras que usan diésel.

    “El retiro anticipado del carbón resultaría en un alza de los costos marginales promedio del sistema del orden de 104% en el corto-mediano plazo, como consecuencia del mayor despacho de centrales a gas y diésel (con un mayor costo variable en comparación a las carboneras). A nivel mensual, el costo marginal podría aumentar hasta en US$124 por MWh, en condiciones hidrológicas muy secas”, se aseguró en un informe de la consultora Systep.

    ¿Podrían las empresas acudir a instancias internacionales y pedir alguna indemnización?

    -Eso depende de cada empresa y es complejo de predecir. Sin embargo, cercanos a la industria señalaron que sería un escenario plenamente factible, pues sería expropiatorio. En concreto, parece ser inconstitucional, pues prohíbe una actividad legítima, además de ser retroactivo -las centrales deben cerrar antes de lo programado-. Por esto, al impedir una actividad económica, debería ser compensada; dijeron expertos.

    “Lo que sí veo es que actualmente todas las compañías están trabajando para enfrentar esta situación. En mi opinión, en la medida que el proceso se realice de forma razonable, los resultados serán mejores. Apurar el proceso es riesgoso en todos los ámbitos”, sostuvo el gerente general de Valgesta Energía, Ramón Galaz.

    ¿Hay algún país que ya haya cerrado sus centrales a carbón?

    -Desde la industria no se sabe de ningún país que ya haya realizado un retiro completo de sus centrales a carbón -en que el carbón tenga un peso importante en su matriz de generación- o que haya decidido efectuar ese retiro dentro de un plazo de cinco años.

    Sin embargo, uno de los países que ha dejado en gran parte el carbón es Gran Bretaña, reemplazándolo por biomasa. En concreto, algunas de sus centrales han cerrado y otras se han reconvertido.

    Alemania es otro país que ha liderado el cierre de centrales, pero su meta es completar la tarea a 2038. Sin embargo, Chile es el primer país del mundo que hace acuerdos voluntarios y sin subsidios por parte del Estado.

    Fuente: La Tercera, 5 de noviembre de 2020.