Hace unas semanas se dio a conocer uno de los hitos más relevantes del último tiempo en el sector energético: el plan de retiro gradual de los más de 5.300 MW en capacidad instalada a carbón que hay en Chile.
Se trata de un plan ambicioso que, además del desafío que implica para todos los actores, requerirá de importantes inversiones tanto en generación como en transmisión.
Así lo explicaron desde el Ministerio de Energía a PULSO, quienes aseguraron que al año 2040 (cuando según el plan deben estar cerradas todas las centrales a carbón), la inversión totalizará entre US$13 mil millones y US$25 mil millones solo en nueva capacidad de generación. La diferencia se explica por la proyección de demanda: en un escenario de mayor crecimiento, la inversión se ubicará en la parte alta del rango y al revés.
Pero, si se suma la inversión que se requerirá en transmisión, los costos pueden aumentar entre 10% y 20%. Es decir, la inversión total variará entre US$15 mil millones y US$30 mil millones.
"Para llegar a una matriz eléctrica que sea 70%-80% renovable en un par de décadas, deberíamos ser capaces de motivar una inversión privada en proyectos de generación eléctrica de entre US$13 mil millones y US$25 mil millones. Por esto, y acorde con el plan de descarbonización energética, es crucial propiciar la inversión en armonía con el medio ambiente", aseguró el ministro de Energía, Juan Carlos Jobet.
Desde la cartera aseguraron que a 2024 se espera una inversión en proyectos de generación eléctrica que va entre US$3 mil millones y US$5 mil millones. Esto, al igual que a 2040, dependerá de las condiciones de demanda y precios tecnológicos que se vayan presentando en el período.
En tanto, el Coordinador habría estimado US$ 20 mil millones en mayores costos netos, sumando todo el período hasta el 2040. En términos anualizado, el mismo informe indica que los costos de operación e inversión subirían entre US$1.200 y US$2.000 millones o hasta 35% para el 2040.
Lo que viene
El plan que anunció el gobierno implica la salida de más de 5.350 MW, energía que se suplirá -en su mayoría- con renovables. Sin embargo, como estas centrales son intermitentes, se debe tener el doble de energía disponible.
El desafío más cercano es en los próximos cinco años, donde saldrán las ocho centrales más antiguas del sistema que suman 1.047 MW. De estas, ya salieron las primeras dos, U12 y U13 (de Engie), que en conjunto aportan 170 MW. A fines de este año cerrará la central Tarapacá, de Enel, y que tiene una potencia bruta de 158 MW.
La transición para las empresas que tienen centrales a carbón -AES Gener, Enel, Engie y Colbún-, también trae consigo un desafío económico. Así lo dejaron ver el mismo día del anuncio del cronograma, donde, a través de la Comisión para el Mercado Financiero (CMF), sinceraron que habría efectos contables.
En el caso de Enel Generación Chile, indicaron que registrarán una pérdida por deterioro relacionada a las centrales Bocamina 1 y Tarapacá, lo que afectará el resultado neto de la compañía del ejercicio 2019 por un monto aproximado de US$290 millones.
Mientras que Engie, aseguró que producto del retiro de las unidades U14 y U15 será necesario efectuar un ajuste contable negativo por menor valor de activos por un monto aún no determinado, que se estima en aproximadamente en US$63 millones neto de impuestos. Desde AES Gener indicaron que el proceso no producirá efectos en los resultados hasta 2022 y a partir de esa fecha los efectos dependerán de los términos de operación del sistema.
