El sector eléctrico podría sumar un nuevo foco de conflicto y que amenaza con generar efectos paradójicos para el país: un adelanto “por secretaría” en el cierre de las ocho centrales a carbón que mantienen como fecha límite para su salida del sistema el 2040, pero también el potencial incremento en la generación de centrales a diésel, con el consiguiente aumento en los costos de operación.

La explicación detrás de esto radica en la propuesta de modificación al Decreto Supremo N° 13, que data de 2011, y cuyo proceso de revisión comenzó en febrero del 2020, dada la obligación legal del Ministerio de Medio Ambiente (MMA) de revisar toda norma de emisión o calidad ambiental, al menos, cada cinco años.

El proceso, altamente regulado, se inició bajo la segunda administración Piñera. Fue la ministra de Medio Ambiente de la época, Carolina Schmidt, quien dio el vamos, abriendo también un expediente público que ya acumula 221 documentos y más de 2.500 páginas.

La revisión de este tipo de normativas contempla un plazo de 12 meses para elaborar un anteproyecto, previa recepción de antecedentes y conformación del comité operativo, además de encargar y analizar estudios científicos y técnicos que respalden la necesidad de actualizar la norma.

Sin embargo, la gran carga de trabajo y el contexto de la pandemia que se vivía en la época, fueron llevando al MMA a ampliar el plazo en cuatro ocasiones. La última de ellas, en abril de 2023, ya bajo el gobierno del Presidente Boric, con Maisa Rojas a la cabeza de la cartera. Así, el anteproyecto recién estuvo listo el 13 de junio de ese año, pero aún debía ser sometido a Consulta Pública.

Dicho documento, refleja cómo la norma vigente ha conseguido reducir las emisiones a nivel nacional en 92% para el material particulado (MP), en un 76% para el dióxido de azufre (SO₂), y en un 27% los óxidos de nitrógeno (NOx) al año 2021, respecto de la situación base, correspondiente a 2008.

Si la norma actual establece el techo para las centrales existentes que usan combustibles sólidos como el carbón en 50 mg/Nm³ para MP, en 400 mg/Nm³ para SO₂, y en 500 mg/Nm³ para NOx, la nueva propuesta incorpora límites de 20, 200 y 200 para cada compuesto, respectivamente. Es decir, reduce a menos de la mitad los umbrales permitidos. Eso sí, para las fuentes que usen biomasa el límite de NOx será de 350 mg/Nm³.

La actual propuesta, ya incorporada no en un anteproyecto, sino que en uno definitivo, aún debe cumplir con etapas previas antes de convertirse en realidad. Primero, debe contar con el Documento Consolidado de Observaciones y Respuestas que reúna las inquietudes planteadas en la Consulta Pública que se realizó entre el 19 de junio y 14 de septiembre de 2023.

Dicho hito aún no ocurre, y el plazo para su publicación vence este domingo 13 de octubre, según consta en el expediente. Así mismo, el plazo para la elaboración del proyecto definitivo en sí fue ampliado el pasado 13 de septiembre, fecha en que vencía originalmente, por un mes más. Consultado el MMA, explicaron que, al caer ambos plazos un día domingo, el plazo “finaliza el día hábil siguiente”.

“Debido a que todavía no termina el desarrollo del proyecto definitivo final, se ampliará el plazo nuevamente”, agregaron, señalando que la ampliación será “hasta fin de año”.

Pese a ello, fuentes del Ejecutivo sostienen que el proyecto definitivo incorporaría parte importante de las observaciones planteadas por la industria. En el proceso participan la Sofofa, Generadoras de Chile y GPM, por el lado de los gremios, y Colbún, Guacolda, Generadora Metropolitana, Engie, Bioenergías Forestales, AES Andes, Inodú y Enel Generación, por el de las empresas.

Una normativa más estricta para las centrales a carbón supone un cambio en el escenario previsto para la salida de tales unidades. Un grupo de ocho centrales que usan dicho combustible aún no define una fecha previa al 2040, el límite autoimpuesto en 2018, y en algunos casos, tampoco cuentan con un plan de reconversión claro.

La más grande es Guacolda, central ubicada en Huasco, compuesta por cinco unidades y que cuenta con una capacidad instalada de 764 MW. Controlada por Capital Advisors, es la única firma con un plan: reconvertirse usando la cogeneración, es decir, una porción de carbón y otra de amoníaco verde. La mezcla, ha dicho la compañía, le permitiría rebajar en una primera etapa las emisiones en un 30%, y en 50% en una segunda fase. También aspiran a llegar al 100%, en la medida que la solución tecnológica así lo permita.

Le sigue Cochrane, complejo ubicado en Mejillones, y que cuenta con dos unidades y una capacidad instalada de 550 MW. Allí AES Andes tiene el 57% de la propiedad (en 2021 incorporó como socio a Toesca). Dicha operación es la única donde la generadora de capitales norteamericanos aún no define un plan de retiro. Según la última presentación a inversionistas, se analizan tres opciones: vender, reconvertir o desconectarla definitivamente.

La última es Santa María, la única central a carbón operada por Colbún, eléctrica controlada por el grupo Matte. Ubicada en Coronel, cuenta con una capacidad instalada de 350 MW, pero no tiene un plan de reconversión.

Conocedores de la industria advierten que, para adaptarse a los límites del proyecto definitivo, cada unidad requeriría inversiones de entre US$50 millones y US$60 millones. Eso implica multiplicar el gasto por cinco para Guacolda, por dos en Cochrane, y por uno en Santa María.

Pero el principal problema son los plazos. El proyecto definitivo contempla que las fuentes existentes “deberán dar cumplimiento a los límites de emisión señalados (...) a partir de 5 años contados desde el 1° de enero siguiente a la fecha de publicación del presente decreto en el Diario Oficial”.

De publicarse en 2025, el plazo expiraría en enero de 2031. Ello no permitiría amortizar el gasto y podría adelantar en 9 años el cierre de todas las centrales a carbón del país.

A ello, suman otra crítica: los resultados del Análisis General de Impacto Económico y Social (Agies), un instrumento clave para medir los costos y beneficios de revisar una normativa. El Agies del proyecto definitivo no lo justificaría.

Así lo cree Marco Arróspide, gerente general de Guacolda. “La modificación del D13 carece de motivación y es desproporcionada. Carece de motivación porque no hay antecedentes que justifiquen que haya una necesidad en modificar los límites de emisión de los componentes ya regulados, toda vez que hay un amplio cumplimiento de la normativa actual. Y es desproporcionada ya que se basa en un Agies que adolece de errores metodológicos, al no contemplar todos los costos económicos y sociales que generará el cumplimiento de la nueva norma. En consecuencia, la modificación normativa propuesta es ineficaz e ineficiente, ya que los costos reales de abatimiento sobrepasan hasta en 10 veces los beneficios, y, por tanto, no generarán los efectos ambientales deseados”, asegura.

Plantea que la falta de justificación técnica, económica y medioambiental “atenta contra cualquier transición energética responsable y arriesga la reconversión que Guacolda pueda llevar a cabo, dado que implicaría inversiones con costos altísimos”.

“La modificación a la norma de emisión (...) impone una restricción adicional al plan de descarbonización impulsado por el gobierno que, de no ser modificada, sin duda afectará negativamente la seguridad de suministro eléctrico, generará efectos en los precios de la energía en el mediano y largo plazo, y provocará un negativo escenario para el empleo de aquellas zonas donde se producirán los cierres forzados de plantas eléctricas que no podrán cumplir la norma”, agrega.

Arróspide además cuestiona que “por un lado seamos invitados a participar en el plan de descarbonización voluntario, incluso apoyando proyectos de reconversión (...) y, por otro lado, se lleve adelante una modificación de la norma de emisión para centrales termoeléctricas que, en la práctica, gatillará el cierre forzado de estas plantas por vía administrativa”.

Dentro del propio Ejecutivo han surgido alertas. En varias presentaciones que constan en el proceso, el Ministerio de Energía ha modelado los efectos de adelantar las metas de descarbonización. En una sesión de trabajo de diciembre 2022, se presentaron dos escenarios de retiro total de centrales a carbón, uno a 2025, y otro a 2030. El primero establece que “en condiciones hidrológicas secas (muy comunes por la crisis hídrica que vive el país), se requeriría utilizar casi el doble de diésel respecto a lo máximo utilizado históricamente”. El segundo, destaca que para que el Sistema Eléctrico Nacional opere sin centrales a carbón, se deberían dar condiciones como la entrada en operación de la línea de transmisión Kimal-Lo Aguirre; la incorporación de, al menos, 2.000 MW en sistemas de almacenamiento de larga duración; y mayores inversiones de energías renovables para aumentar la capacidad instalada.