Un análisis realizado por el Ejecutivo identificó un grupo de unidades de generación eléctrica que aún no cuentan con una fecha específica, más allá de 2040, para desconectar o reconvertir sus operaciones. De ellas, dos pertenecen a AES Andes y una a Colbún. Las otras cinco corresponden a Guacolda, complejo que AES vendió en 2021 a Capital Advisors.

El gobierno dio inicio hace unas semanas a un proceso de diálogo con la industria para un plan de descarbonización con foco en 2030. Un trabajo que, a lo largo de 14 sesiones y hasta abril de 2024, tendrá como objetivo construir una hoja de ruta que permita habilitar las condiciones para una descarbonización acelerada en el país.

Una tarea compleja, especialmente a la luz de las dificultades que hoy enfrentan diversas empresas de generación renovable. Pero más allá de eso, el proceso de retirar centrales a carbón registra avances concretos. A la fecha, las ocho unidades fijadas en la primera etapa salieron de operación. Desde entonces, además, 12 unidades comprometieron fechas y planes concretos para, ya sea, salir del sistema, o bien para reconvertir sus operaciones.

Sin embargo, existe un grupo de otras ocho unidades de generación a carbón que estarán en el centro de las conversaciones entre el Ejecutivo y la industria.

Se trata de las unidades Cochrane 1 y 2, de AES Andes; Santa María, de Colbún, la única central a carbón de la eléctrica controlada por el grupo Matte; y las cinco unidades que conforman Guacolda, el mayor complejo carbonífero del país, cuya capacidad instalada es de 764 MW y es controlado por Capital Advisors desde 2021, luego de que AES se desprendiera de su participación en el proyecto.

Este conjunto de unidades carboneras, si bien cuenta con un acuerdo para ser retiradas no más allá de 2040 del sistema, hasta el momento no tiene una fecha concreta ni definiciones sobre su futuro.

Las empresas, al ser consultadas por Pulso, reafirmaron que sus compromisos en torno a las unidades mencionadas se remiten al proceso de acuerdos voluntarios que las firmas de generación firmaron con el gobierno de Sebastián Piñera, en junio de 2019. Sin embargo, también remarcaron la necesidad de contar con ciertas condiciones y certezas para calendarizar los cierres de sus centrales carboneras.

“En el caso de Cochrane, se trata de una central más nueva, y por lo tanto con sistemas de abatimiento de emisiones más modernos y efectivos. Seguimos trabajando arduamente en nuestro proceso de descarbonización, pero aún el sistema no brinda la certidumbre necesaria para fijar una fecha de cierre concreta para Cochrane”, dijeron desde AES Andes,.

Desde Colbún, en tanto, enfatizaron que el acuerdo suscrito con el gobierno anterior implica que el cierre de Santa María sea “no más allá del año 2040, fecha que es consistente con el objetivo que se ha propuesto Chile de ser carbono neutral al año 2050″.

“Tal como lo hemos expresado en el pasado, para adelantar esa fecha de cierre deben existir las condiciones habilitantes que permitan hacerlo sin comprometer los costos de la energía ni de la seguridad del sistema. Estas condiciones habilitantes implican el desarrollo de almacenamiento, mayor capacidad de transmisión y un sistema eléctrico más flexible, entre otras”, detallaron en Colbún.

Aprensiones que desde el gobierno han recogido, incluso antes de dar inicio al diálogo con la industria.

“Nosotros no tenemos establecida una fecha que cierre la conversación, más bien queremos construir, de manera inductiva, cuál es esa fecha a la que estamos dispuestos a converger todos y cuáles son las condiciones para que eso se materialice”, explicó el ministro de Energía, Diego Pardow, al lanzar el proceso.

En la ocasión, el secretario de Estado recordó que “esto no es un desafío que parte de cero, hay un esfuerzo por la descarbonización que está en el acuerdo con las empresas carboneras que se realizó en el gobierno anterior, y sobre el cual tenemos que realizar aprendizajes y relanzar el compromiso para seguir descarbonizando la matriz eléctrica”.

Guacolda, la más compleja

El caso de Guacolda es quizás el más complejo. No sólo porque sus dueños se hicieron de la operación hace poco más de dos años, sino por su tamaño. Las cinco unidades la convierten en la mayor carbonífera del país, por lo que retirarlas o reconvertirlas implica inversiones o costos ingentes para sus controladores.

Adquirida en US$34 millones en 2021, Guacolda llegó a valer US$1.400 millones en su momento. El cambio en su valorización reflejó la premura con que las compañías buscaban desprenderse de activos relacionados al carbón.

Sin embargo, desde que Capital Advisors se hizo del control de Guacolda -al adquirir la participación del 50% que AES mantenía en El Águila Energy II, sociedad controladora directa del complejo carbonífero-, no ha expresado directamente su compromiso con el cierre de las unidades. En cambio AES, cuando comunicó la venta, sí lo hizo.

“En los acuerdos de compraventa firmados, El Águila Energy II SpA declaró conocer que AES Andes ha adherido al programa nacional de descarbonización y expresó su intención de mantener el compromiso de formar parte del programa de cierre voluntario de las unidades de carbón a 2040″, dijo la compañía, el 14 de mayo de 2021.

Desafíos

Así, la salida de estas ocho unidades carboníferas supone desafíos mayores para un sistema eléctrico donde el mercado de generación renovable demanda también mayor infraestructura y flexibilidad en la operación para permitir aumentar la participación de las tecnologías solares y eólicas en la matriz, cuya naturaleza variable obliga a mantener disponibles a unidades carboníferas para asegurar el suministro eléctrico durante las 24 horas.

Es una ecuación que las autoridades y la industria buscarán solucionar, y a la cual se han sumado cambios recientes, como la decisión adoptada en abril por la Comisión Nacional de Energía de eliminar el sistema de compensación tipo B del impuesto verde. Un punto a resolver también pasa por reducir los tiempos que toma a los proyectos superar su proceso de evaluación ambiental, sobre todo a obras como líneas de transmisión eléctrica, que se demoran entre 6 a 8 años en construir, y donde cerca de la mitad del tiempo se lo lleva la tramitación de permisos.

Otro factor es contar con un sistema de transmisión eléctrica holgado, seguro y resiliente para las próximas décadas, como condición habilitante del proceso de transición energética.

Javier Tapia, director ejecutivo de Transmisoras de Chile, lo explica así: “Será clave planificar el sistema pensando en el largo plazo y otorgar al proceso una eficacia mucho mayor de la que hoy tiene. Pero lo central no está en los mecanismos legislativos (como el proyecto actualmente en el Congreso), sino en la posibilidad de introducir cambios metodológicos de modo relativamente rápido al proceso. Igual de importante será agilizar la permisología, considerando que se requieren más de 120 permisos ambientales y sectoriales para desarrollar un solo proyecto de transmisión”.