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

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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 sobre la estabilidad del sistema, en una mayor generación con diésel e incluso alzas de tarifa.

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.


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MÁS DE 150 PERSONAS FUERON CERTIFICADAS EN ELECTRICIDAD, GASFITERÍA Y SOLDADURA POR PROYECTO C20+ DE COLLAHUASI

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EL LITIO DE SQM NO CORRE RIESGO POR TRUMP: SOLO EL 2,6% VA A ESTADOS UNIDOS

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Codelco se reúne con clientes nacionales, al que en 2024 vendió cerca de 67 mil toneladas de cátodos de cobre

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La Corporación vende alrededor de 98% del cobre refinado que necesitan los fabricantes locales de cables y alambrón, entre otros productos. “Este encuentro fue particularmente valioso, porque fortalece nuestras relaciones comerciales con la industria nacional y porque, en conjunto, abordamos nuevas oportunidades de colaboración”, dijo Braim Chiple, vicepresidente de Comercialización.

El cobre que produce Codelco no sólo alimenta a las grandes industrias del mundo. En Chile también hay un abanico de socios comerciales que transforman el metal en productos finales como alambrón y cables. Con ellos se reunió la Vicepresidencia de Comercialización de Codelco, que organizó por primera vez un encuentro general con toda la industria nacional.

En la cita participaron los vicepresidentes de Comercialización, Braim Chiple, y de Abastecimiento, Mauricio Acuña, además del gerente general de la División Salvador, Christian Toutin, entre otros ejecutivos de la Corporación.

“Este encuentro fue particularmente valioso, porque fortalece nuestras relaciones comerciales con la industria nacional y porque, en conjunto, abordamos nuevas oportunidades de colaboración, para que juntos busquemos formas de sumar valor minero al país. Muchas veces se piensa que en Chile no se fabrican productos industriales a partir del cobre, que le agregan valor a un producto final, como el cobre refinado. Esto es un ejemplo de que existe un sector que ve oportunidades de desarrollo”, describió Braim Chiple.

Mientras que Mauricio Acuña destacó las oportunidades para desarrollar iniciativas de economía circular con este segmento. “Junto con ser clientes de Codelco también son proveedores de insumos que podemos utilizar en nuestras operaciones, lo que es una tremenda oportunidad teniendo a la vista las inversiones que tiene la Corporación en carpeta por el próximo decenio”, comentó.

Codelco abastece alrededor de 98% del consumo de cobre refinado que demanda la industria nacional dedicada a fabricar productos a partir de este metal. Este grupo de clientes se compone de nueve empresas, que en conjunto compraron en 2024 cerca de 67.000 toneladas. Como referencia, del total de 1.328.425 toneladas de cobre que produjo Codelco en 2024, aproximadamente 5% fue vendido en territorio chileno como cobre refinado.

Estos clientes son Cobre Cerrillos, Nexans Chile, Cembrass, Colada Continua Chilena, Covisa y Total Cables, todos ellos compradores de cátodos para la fabricación de alambrón y cables; junto a Quimetal Industrial, Cerro Negro y Argenta, que los usan para elaborar otros productos de uso agrícola y soldaduras industriales, entre otros.

Codelco se relaciona con ellos a través de la Comisión Chilena del Cobre (Cochilco), que intermedia en la reserva del metal que necesitan cada año. Por ley, la Corporación debe garantizar entre 60.000 y 70.000 toneladas de cátodos para vender a clientes nacionales, pero para este año, se prevén compras mayores a las de 2024, dado que las compañías han pedido un mayor tonelaje que en años anteriores. Así, Codelco ha dispuesto reservar en torno a 80 mil toneladas para este ejercicio


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