AES Andes pide elevar operación de sus centrales a carbón para anticipar su cierre
La compañía fue autorizada para acelerar la salida de estas unidades a fines de marzo. Ahora requiere utilizar el carbón que mantiene en sus canchas y que supera las 94 mil toneladas.
Hace solo unas semanas, mediante la resolución exenta N° 45, la Comisión Nacional de Energía (CNE) dio luz verde a la generadora AES Andes para adelantar en casi dos años el cierre de las unidades Norgener 1 y 2, en el marco del proceso de descarbonización que lleva adelante el país. Así, pasarán de los actuales 4.016 MW a 3.740 MW instalados con este mineral.
Al día siguiente de esa autorización, desde la compañía realizaron otra solicitud. Esta vez fue al Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), en la que se le pide al operador dar prioridad en el uso de estas plantas hasta fines de marzo. El objetivo es deshacerse del stock que resta en las canchas de acopio, que se estima en más de 94 mil toneladas.
El insumo debe ser consumido con anterioridad a la fecha de retiro de la central, ya que según describe la generadora, la Resolución de Calificación Ambiental asociada no considera el manejo ni la gestión del carbón que eventualmente se encuentre presente en cancha una vez que la Central Norgener esté retirada del sistema.
Única vía
“Es necesario llevar a cabo la planificación del cierre de la Central Norgener de manera segura, acotando todos los riesgos asociados a mantener carbón remanente en cancha desde el punto de vista ambiental y seguridad de las instalaciones. Cabe destacar que, alternativas como el transporte terrestre del carbón, no son factibles, al no contar con la autorización ambiental necesaria para el retiro del material”, detallan en AES Andes en la misiva al CEN.
Posterior a dicha comunicación, el 12 de febrero hubo una reunión entre ambas partes, y en una carta, tres días después, el operador del sistema solicitó antecedentes como alternativas para el transporte del carbón acumulado, potenciales perjuicios producto del despacho de estas centrales, y eventuales comunicaciones con autoridades ambientales, entre otros antecedentes.
A consecuencia de la solicitud de la empresa, considerada como una limitación a la hora de planificar la operación del sistema, desde el domingo recién pasado, ambas unidades se encuentran en operación.
En el horario solar, las centrales se encuentran operando a mínimo técnico, situación que se define como la potencia activa bruta mínima con la cual una unidad puede operar en forma permanente, segura y estable, inyectando energía al sistema en forma continua. No obstante, por las noches, la operación es a plena capacidad, escenario que había sido sugerido por AES Andes en su carta del 9 de febrero.
En este documento, aseguran que se trata, de acuerdo con sus análisis, de la operación más eficiente y que produce menor alteración en el funcionamiento normal del sistema, además de posibilitar el retiro de la central en la fecha indicada.
Justifican dicha modalidad, asegurando que “es necesaria, debido a que no resulta posible continuar con la operación normal de la central con posterioridad al 31 de marzo de 2024. Lo anterior, especialmente con el objeto de llevar a cabo el retiro de la Central Norgener de manera responsable y segura, en cumplimiento de la normativa sectorial ambiental y de nuestros compromisos con el proceso de descarbonización que lleva adelante el país”.
Impacto
En cuanto al efecto de esta situación, fuentes conocedoras explican que esto no altera el principio de operación económica del sistema, y que, además, se da en circunstancias en que otras dos unidades a carbón —la unidad 16 de la central Tocopilla y Angamos 2— entraron en períodos de mantención.
Así las cosas, si originalmente se esperaba que la generación de estas unidades en los meses de febrero y marzo fuese del orden de los 97 GWh, esa cifra pasará a ser más del doble, en torno a los 218 GWh, antes de su cese de operaciones.
Consultado al respecto, desde el Coordinador Eléctrico explicaron que “las limitaciones de las dos unidades de Norgener entraron en vigencia desde el domingo 18 de febrero, después que la empresa presentara mayores antecedentes. Con esto, las centrales están en servicio”.
Por su parte, desde la empresa confirmaron la operación de estas centrales y comentaron que “durante el fin de semana fuimos informados por el CEN de la autorización a la solicitud de despacho de las unidades del Complejo Norgener, a fin de cumplir con el plazo anticipado de retiro de las unidades al 31 de marzo de 2024, de acuerdo con nuestro compromiso de acelerar la descarbonización de nuestra matriz”.
El caso de Bocamina
No es primera vez que ocurre una situación como esta en los últimos años. Así sucedió en 2022 con la Central Bocamina de Enel en la Región del Biobío. En cartas de esas fechas se detalla que la generadora, a comienzos de agosto, contaba con un stock de carbón en canchas de la Unidad 2 de Bocamina de 56 mil toneladas, a lo que se sumaría después la recepción del último embarque de otras 49 mil toneladas.
En el caso de la última central a carbón de Enel en Chile, esta además contaba con una limitación de potencia máxima de 290 MW por altas temperaturas en la zona.
Fuente: El Mercurio
