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Primeras centrales a carbón en dejar de operar recibirían $ 1.300 millones al año por estar disponibles para emergencias

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Las primeras proyecciones revelan que el pago por Estado Operativo de Reserva Estratégica podría no ser atractivo para las compañías.

El proceso de retiro de centrales a carbón que acordó el gobierno con las mayores empresas del sector, verá implementado un nuevo estado operativo para algunas de las unidades que dejen de funcionar: que estén disponibles ante emergencias por un máximo de cinco años tras su salida formal del sistema.

De este modo, antes de enero de 2021, el gobierno se comprometió a modificar el Reglamento de Transferencias de Potencia entre Empresas Generadoras, donde se incluirá el nuevo Estado Operativo de Reserva Estratégica (ERE), que fijará los pagos y las condiciones para que las unidades que vayan saliendo del sistema puedan despachar electricidad en casos de emergencia.

En este pago, a las centrales ERE se les reconocerá el 60% de la Potencia de Suficiencia, que remunera el tamaño de la infraestructura y su disponibilidad para suplir la demanda máxima del sistema.

Esto podría ser aplicado por seis de las ocho centrales que anunciaron su retiro a 2024, que totalizan 1.069 MW de capacidad instalada.

Un análisis realizado por Humberto Verdejo, director del Departamento de Ingeniería de la Universidad de Santiago de Chile, junto a Vannia Toro, gerente de Regulación y Mercados de la consultora EMOAC, estableció que para las seis unidades que tendrán posibilidad de acogerse al nuevo ERE, en base a datos de 2018, los ingresos por el Estado de Reserva Estratégico podrían alcanzar $ 1.355 millones anuales (ver tabla).

¿Buen negocio? Aunque el pago parece abultado, no está claro si el mecanismo generará los incentivos para tener estas unidades disponibles para el sistema. Según explican Verdejo y Toro, el margen percibido por concepto de energía en 2018 implicó $ 44.655 millones, cifra que es significativamente mayor al pago por potencia y más aún al que recibirían en caso de estar funcionando el ERE.

“Surge la interrogante de si el pago por ERE será capaz de cubrir los costos para mantener adecuadamente las infraestructuras, o derechamente la mejor opción económica para los propietarios es el cierre definitivo”, dicen.

De esta manera, los expertos destacan que los clientes finales no debieran ver afectados sus pagos por el concepto de potencia de hora punta.

Otro estudio realizado por Cristián Muñoz, director y fundador de la publicación especializada Breves de Energía, señala que las centrales que entrarán al nuevo ERE son de las más ineficientes o caras del sistema. El costo variable de estas unidades fluctúa entre US$ 47 y US$ 70 el MWh, lo que es entre 35% y 100% más alto que la nueva Infraestructura Energética Mejillones de Engie, que acaba de ingresar al sistema.

Bajo aporte en emisiones

Dada la antigüedad del parque generador que saldrá de funcionamiento de aquí a 2024, se espera que el impacto en electricidad generada y en disminución de gases con efecto invernadero sea más bien limitado.

Según el reporte de Breves de Energía, las centrales que ingresarán al ERE representan 13% del total de generación de carbón del sistema y, sin Ventanas 2, solo el 8%. El 50% de la generación con este combustible –que llegó a 29.304 GWh en 2018, 40% del sistema- lo concentran ocho unidades, ninguna de las cuales está en las que saldrán antes de 2024.

Aunque se está retirando las centrales de menor despacho, Breves de Energía destaca que una reducción significativa y eficiente de las emisiones de CO2 vendrá del rápido reemplazo del carbón por otras fuentes más limpias y económicas.

“De continuar la tendencia a la baja del precio de las tecnologías de generación renovable, se espera que en los próximos años estas fuentes sean de menor costo incluso que las centrales a carbón eficientes ya instaladas en el sistema”, dice el documento.

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