El Plan de Descarbonización que inició el Gobierno en junio del 2019 viene funcionando tal cual se previó. Con el cierre de Ventanas 1, de 322 MW, llevado a cabo el martes de esta semana, son cuatro las centrales a carbón que ya han dejado de funcionar en Chile acogiéndose al Estado de Reserva Estratégica (ERE), es decir, recibiendo una remuneración por quedar disponibles como respaldo ante la necesidad de potencia de suficiencia.

“En un año hemos adelantado la salida de 6 centrales respecto de su cronograma original. Así, al 2024 habremos retirado el 30% de la generación a carbón y cerrado 11 de las centrales que existen en Chile”, destacó el ministro de Energía y Minería, Juan Carlos Jobet, durante el evento de cierre de Ventanas 1. El día de hoy, Enel cerrará su planta Bocamina I, de 128 MW, y para principios de año que viene AES Gener cerraría Ventanas 2.

Por su parte, las empresas generadoras, especialmente las de energías renovables, celebran el avance del Plan de Descarbonización pero se oponen a la remuneración que fija el Decreto Supremo N°62 (DS62) del pago por el Estado de Reserva Estratégica.

En diálogo con Energía Estratégica, Teresita Vial Villalobos, directora de ACESOL, explica: “La normativa plantea que las centrales que sirvan como reserva al sistema recibirán el 60% del actual pago por potencia de suficiencia. El efecto que eso traerá que, en el balance anual de potencia, los pagos respectivos deban prorratearse en una mayor cantidad de empresas, ya que se incluirán a aquellas retiradas del sistema pero en ERE y que no han aportado potencia de suficiencia; en consecuencia, este pago lo asumirán el resto de los generadores disminuyendo asimismo su ingreso por potencia”.

Según un estudio realizado por el Director del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago, Humberto Verdejo, y la consultora EMOAC, el cierre de Tarapacá y Bocamina I, de la compañía Enel; Ventanas I y 2, de AES Gener; y Tocopilla U14 y U15, de Engie, significarán en conjunto $1.355 millones mensuales (alrededor de 2 millones de dólares) por tener que permanecer disponibles ante emergencias hasta el 2025. “Esto, considerando datos de 2018”, aclaran los responsables del análisis.

Otras fuentes consultadas por Energía Estratégica se mostraron en desacuerdo con este esquema, no sólo en su aplicación sino en la forma en que se instrumentó. Algunas generadoras planean ir a la justicia.

Los argumentos fueron que las plantas a carbón, además de ser antiguas, serán reemplazadas por nueva energía (en su mayoría renovable) y no se requerirá de sus servicios de respaldo, por lo que cobrarán por quedar inactivas.

Otro argumento es que no son centrales que puedan funcionar como reserva, ya que su entrada en operación es mucho más lenta que las de otras tecnologías, como, por ejemplo, los motores diésel que pueden ingresar en operación en sólo horas.

A sabiendas de ello, es que el Coordinador concede 60 días corridos para que una planta a carbón inicie operaciones, durante un plazo mínimo de 6 meses.

Estas fuentes aseguran que participaron de las instancias que el Ministerio de Energía y la Comisión Nacional de Energía establecieron en las observaciones de las modificaciones reglamentarias, pero no fueron tomados en cuenta. Lo mismo ocurrió cuando el decreto se trató en Contraloría General de la República. Y poco después fue reglamentado.

En la industria hay distintas opiniones sobre cómo debieran remunerarse las centrales a carbón que se acojan al Plan de Descarbonización, pero todas coinciden que la que se definió no es la correcta. La posición de mayor consenso es que sea el Estado el que indemnice a las centrales por su salida temprana.

“Parece lógico en cierta medida que a aquellas plantas que aún le quedan vida útil y que voluntariamente sean retiradas del sistema por sus propietarios, se las compense de alguna manera por ese cierre adelantado. Sin embargo, esa compensación no debe salir en ningún caso del resto de las generadores ni menos de las renovables que con el sistema recién implementado son las que van a terminar pagando”, opina Vial Villalobos.

La abogada especialista en renovables, por otro lado, critica el modo en que fue aprobado el DS62, que fue ingresado a Contraloría por primera vez en agosto y ya en diciembre se publicó. “En general la evaluación de los reglamentos en Contraloría demoran un año o más, y este que implementa un mecanismo escasamente discutido con el sector y con poco sustento regulatorio, y que por tanto recibió muchas críticas, fue aprobado en tiempo record”, advierte.