El desafío de la descarbonización al 2025 sin dañar el sistema eléctrico

Fundición de Codelco en la zona. Foto: Dedvi Missene.

El Congreso discute hacer obligatorio el retiro de centrales que el gobierno ha pactado con varias empresas de modo voluntario y condicionado. Varios expertos creen que es un riesgo alto para el sistema: por seguridad y costos. Las energías renovables, dicen, no son el sustituto perfecto. El gobierno alerta sobre los riesgos. Las empresas renovables lo creen viable y preparan estudios para ello. “Claro que es posible”, afirma la ecologista Sara Larraín.




Fue una ceremonia feliz. El gobierno y AES Gener anunciaban que el complejo carbonero Ventanas y la central Angamos saldrían del Sistema Eléctrico Nacional en 2025, adelantando así 15 años un cronograma que sitúa la fecha fatal para 2040. Las unidades 3 y 4 de Ventanas, en Puchuncaví, y las dos unidades de Angamos, en Mejillones, equivalen al 20% del parque térmico y emiten 6 millones de toneladas de CO2 anuales. Las centrales a carbón, según un reporte del Banco Central, emiten al año 27 millones de toneladas de CO2, más de un cuarto de las emisiones totales de Chile.

En la ceremonia, realizada a comienzos de julio, estuvieron el Presidente Sebastián Piñera; su ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, y vía telemática los ejecutivos de AES Gener. Para la compañía estadounidense, la salida de estas centrales representará un hito: con la venta del complejo Guacolda a precio de liquidación y el retiro de estas unidades, reduce su exposición en industria mal mirada por los inversionistas internacionales, que hoy apuestan crecientemente por tecnologías amigables con el medio ambiente. Para el gobierno era un avance en el cronograma general pactado voluntariamente con las eléctricas en junio de 2019, que considera la salida de las 28 centrales carboneras del país a 2040. Ese calendario se ha acelerado y ya están disponibles para salir 18 de las centrales en 2025. Pero con condiciones.

Para muchos actores del mundo eléctrico, el adelantamiento a 2025 es un propósito loable, pero voluntarista: es una declaración de intenciones que será difícil de cumplir.

La comunicación oficial de AES Gener establece ese resguardo: Ventanas y Angamos saldrán del sistema a partir del 1 de enero de 2025, cuando “la seguridad, suficiencia y economía del sistema lo permitan”. Con ello, la salida de todas esas centrales estará condicionada a la decisión del Coordinador Eléctrico, el organismo que gestiona de modo centralizado el sistema nacional.

Quince días antes de ese anuncio, la Cámara de Diputados aprobó por 93 votos a favor, 47 abstenciones y 5 en contra, un proyecto de ley que, en solo un artículo, prohíbe la instalación en Chile de plantas de generación termoeléctrica a carbón. Un artículo transitorio fija como fecha de vigencia de esa ley el 31 de diciembre de 2025. El proyecto -al que se opuso el gobierno- será ahora debatido por el Senado. Si se aprueba, lo que voluntariamente pactaron Gener y el gobierno será obligatorio y incondicional. El ministro Juan Carlos Jobet se opone a una medida tan radical. “Las proyecciones que tenemos es que si retiramos todo el parque carbonero al 2025, estaríamos al borde de la falla”, sostiene. “Esperamos en el Senado poder tener una discusión bien fundada y explicar cuáles son los riesgos de una salida anticipada del carbón”, agrega.

Su advertencia es compartida por expertos y varias empresas generadoras, no así por la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento, Acera. Tampoco por Sara Larraín, directora de Chile Sustentable, organización que ha empujado con fuerza -y éxito- la salida de las carboneras de la matriz chilena. “Hay una argumentación supersimplista que tiene que ver con esto de la campaña del terror”, retruca.

Todos sugieren mirar las cifras. Pero las cifras son interpretadas según la posición de cada cual.

El mercado

La capacidad instalada del sistema energético chileno hoy es de 28 mil MW. La demanda máxima del sistema es menos de la mitad de aquella cifra: tan solo 11 mil MW, una cifra que se duplicó en dos décadas. El peak, dice Jobet, se produce en las noches. La electricidad, enseñan los expertos, tiene una condición especial: es un producto que se produce en el mismo momento en el que consume y cuyo almacenamiento a gran escala está lejos de ser una realidad, algo hoy en discusión. Y aunque la diferencia entre la capacidad máxima de generación y la demanda máxima de los consumidores es auspiciosa para Chile, la primera jamás opera a plena máquina. Esos 28.088 MW dependen de la disponibilidad y el precio del combustible usado: la hidroelectricidad, del agua; las térmicas, del gas, el carbón o el diésel; las eólicas, del viento; las fotovoltaicas, del sol.

Por años, la matriz chilena dependió del agua, un recurso que es cada vez más escaso y que lo ha sido durante 12 años de sequía ininterrumpida. Si entre 1990 y 2010 aportó el 53% de la electricidad producida, en 2020 fue el 27%, ejemplificó esta semana Jobet en la Cámara de Diputados. “Pensar que vamos a tener la capacidad hidráulica que hemos tenido en el pasado es una utopía, ya estamos viendo que el cambio climático nos afectó fuertemente. El proceso de descarbonización también tiene que estar viendo eso”, dice el consultor Ramón Galaz, director de Valgesta Nueva Energía.

La matriz ha cambiado y aceleradamente durante los últimos años. Hoy la energía solar es el 17% de la matriz y la eólica, casi el 10%. Sin embargo, en la energía generada, la solar es el 8,7% del total. ¿Qué ocurre? Su disponibilidad es solo cuando hay sol: un tercio del día.

Caso contrario ocurre con la termoelectricidad: es el 46,5% del parque, pero está contribuyendo estos días con casi el 60% de la generación. El año pasado promedió el 40%. Las carboneras operan sobre todo en las noches, según los informes diarios del Coordinador Eléctrico. Además, las termoeléctricas y las hidroeléctricas, cuando hay agua suficiente, tienen una condición que las renovables convencionales no tienen: pueden operar 24/7. Son las denominadas centrales de base.

Por ello, la eventual salida de todo el parque carbonero en 2025 producirá, según varios expertos, un grave problema. La energía nueva que entrará en los próximos años no sustituirá a las carboneras en su condición de proveedor estable. “Sería un error adelantar un proceso para el que no estamos preparados”, dice un ejecutivo del sector eléctrico que admite que la descarbonización es inevitable y que la gran interrogante está en los plazos.

Ejemplo de esta disyuntiva es la situación actual: la baja hidrología tiene al sistema exigido, aunque no existe riesgo de racionamiento, asegura Jobet. Pero es un antecedente a tener en cuenta para los pronósticos 2025. “Hoy si retiramos todo el carbón, no tendríamos como suministrar a todo el sistema. Los números no cuadran. No da”, concluye Jobet.

“Ecoterrorista”

La ambientalista Sara Larraín recuerda con pasión la avalancha de críticas cuando promovía, hace tres lustros, las energías renovables. “Yo era poco menos que una ecoterrorista cuando presentamos la primera ley de renovables el año 2005. Logramos sacarla con Bachelet en 2008. Pero las peleas en la comisión, ni te digo: que este país no podía, que un 5% de renovables es mucho, que va a subir la luz. Se permitían señalar que éramos irresponsables. Hay un negacionismo tratando de evitar los cambios, pero vamos para allá”, dice.

La realidad es hoy distinta. Todos se abrieron a retirar las carboneras. La discusión es cuándo. “No existen personas que no quieran cerrar las plantas a carbón, pero esto debe cruzarse con los impactos que genera. No hay evidencia de cuáles son esos impactos y la discusión es incompleta y el resultado puede ser negativo”, dice Galaz sobre la promoción en el Congreso de un retiro hacia 2025.

Sara Larraín hace el un breve recuento: el cambio, dice, se produjo por el Acuerdo de París, que forzó a Chile a reducir sus emisiones totales. Y el peso de las carboneras obliga a partir por ahí. Dice que esto no era un problema de pymes, sino que de cuatro grandes empresas, tres de ellas multinacionales que debieron acelerar sus planes porque sus países de origen tienen metas ambiciosas. La primera fue italiana Enel, la segunda fue la francesa Engie, la última fue la estadounidense AES. Las dos primeras anunciaron el retiro de todas sus carboneras. De las 10 que siguen en cronograma al 2040, están las cinco unidades de Guacolda, que AES vendió a comienzos de año a Capital Advisors y se deshizo así de un gran problema, cuatro que aún mantiene AES y la central Santa María, de Colbún (ver infografía).

Según Larraín, un cierre a 2025, como discute el Congreso, es posible. “Sería estupendo porque obligaría a estas empresas a apurarse. En el fondo es AES y Colbún, porque los otros hicieron la tarea. AES tiene espaldas para hacerlo y los dueños de Colbún no son unos patipelados que no tengan cómo hacer la transición”.

La ecologista expuso en la comisión parlamentaria que discutió la ley de cierre obligatorio y expuso un estudio que Chile Sustentable encargó a KAS Ingeniería y que proponía retirar por completo a 2030 las carboneras. Larraín dice que es posible adelantarlo al 2025, pero habría que emplear todo el parque gasífero, que equivale a la capacidad actual carbonera, lo que subiría los costos temporalmente. Jobet rebate: hoy operan al mismo tiempo ambas capacidades y no puede, entonces, plantearse una en lugar de la otra. “Es que operan al mismo tiempo. No son en vez de la otra”.

Las empresas renovables de Acera también creen que es posible fijar el plazo en 2025. Lo dice su director ejecutivo, Carlos Finat. “Mi respuesta es sí, pero eso requeriría una estrategia compleja. Es viable, se puede hacer, en el ámbito teórico, incorporando cantidades significativas de ERNC, mecanismos de almacenamiento y tener proyectos que permitan aumentar las capacidades del sistema de transmisión”, dice. Acera, cuenta Finat, está concluyendo un estudio con dos consultoras con todas las medidas que requeriría un plan de ese tipo al 2025, lo que será anunciado próximamente.

Los peros

“En mi opinión, no es posible hacer una descarbonización total al 2025. Se pueden hacer los máximos esfuerzos, pero lo importante es que nunca afecte la seguridad del sistema ni los costos para la gente. Más que ponerle una fecha, trabajemos para que sea lo antes posible”, propone Ramón Galaz.

El ministro Jobet dice que el sistema requiere más generación y que solo este año el parque solar y eólico duplicará toda la capacidad construida históricamente. Pero insiste en que aquellas tecnologías son intermitentes. “Hay que dejarlos atrás, pero la transición será con combustibles fósiles”, advierte Jobet.

Galaz agrega que ese reemplazo no es uno a uno. “Por cada MW que retiro de carbón necesito poner 2 o 3 MW de capacidad eólica o solar. Eso se solucionaría si esa energía se acompaña con sistemas de almacenamiento y eso no está ocurriendo de manera masiva”, ejemplifica.

El último reporte de la Asociación de Generadoras de Chile hace un recuento: existen proyectos futuros en calificación ambiental por 15.511 MW. Casi todo es fotovoltaico y eólico. Otro del Coordinador Eléctrico resume los 46 proyectos próximos a entrar en operación: son 1.656 MW. Otra vez, todo es renovable (ver infografía). “No son sustitutos perfectos de las carboneras”, advierte un ejecutivo eléctrico.

Finat dice que la matriz futura debe centrarse en sol y viento, pero debe efectivamente complementarse con energías 24/7, como la biomasa y, sobre todo, la tecnología CSP, Concentración Solar de Potencia, empleada en Chile con la planta Cerro Dominador. El complejo termosolar de 110 MW permite almacenar energía para producir electricidad de forma estable 24 horas al día. “La CPS tiene precios competitivos, pero no hay señales adecuadas para que se instalen masivamente”, acusa Finat. La otra opción son los sistemas de baterías, “una alternativa tecnológica habilitante del proceso de descarbonización”, ha establecido el Coordinador Eléctrico.

El otro gran pero es la capacidad de transmisión. Jobet ha mencionado varias veces el proyecto para unir las subestaciones Kimal y Lo Aguirre, una línea transmisión de más de US$ 1.000 millones hoy en licitación por parte de Coordinador Eléctrico y cuya operación la autoridad estima para fines de 2028. “Es un factor crítico para viabilizar la descarbonización”, escribió Juan Carlos Olmedo, presidente del Coordinador Eléctrico en una presentación de abril en el Colegio de Ingenieros.

Aquel tema saltó en la discusión de la ley en el Congreso y fue materia de una indicación que fijaba el cese de operaciones de las carboneras a partir de la entrada en operación de esa línea. La indicación fue rechazada. “Retirar la capacidad de carbón total al 2025 sin contar con infraestructura de transmisión es al menos cuestionable, por no decir casi irresponsable. La razón es muy simple. Gran parte de las plantas de carbón están ubicadas cerca de los centros de consumo, mientras que los recursos renovables están alejados de los centros de consumo. Si no somos capaces de transportarla, tenemos un problema mayor”, concluye Galaz.

Las carboneras están hoy en cuatro regiones: Antofagasta, Atacama, Valparaíso y Biobío. Sara Larraín dice que hay cinco municipios, cuatro de ellos definidos como zonas saturados de contaminantes. Y garantizar un ambiente libre de contaminación para esos habitantes podría justificar un mayor costo del sistema. Pero la crisis actual es un ejemplo que usan los expertos para advertir los riesgos del 2025. Una de las carboneras de AES, Ventanas 1, salió del sistema en diciembre, pero hace dos semanas se anunció que volvería a operar por la emergencia, lo que gatilló protestas esta semana. El alcalde de Puchuncaví anunció el viernes que las autoridades habían dedicido revertir esa decisión, lo que no ha sido confirmado oficialmente. Ventanas 1 no sería la única en volver a encender sus turbinas. Este jueves debió operar por algunas horas San Lorenzo, la central a diésel más cara e ineficiente del sistema, dice un experto que describe así la encrucijada del sistema. “Estamos aliviando zonas de sacrificio, pero estamos habilitando nuevas zonas de sacrificio donde se genera con diesel”. Son las complejidades de un cierre inevitable, pero aún con fecha incierta.

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