Atrapados en el carbón: cómo los contratos a largo plazo frenan la transición de Asia hacia la energía limpia

Contratos que sobreviven a los objetivos climáticos

En toda Asia, las empresas de servicios públicos están vinculadas al carbón mucho más tiempo de lo que sugerirían las políticas climáticas o las tendencias del mercado. Los contratos de compraventa de electricidad, con vigencia de décadas, mantienen en funcionamiento las centrales de carbón incluso cuando la red dispone de energía eólica y solar más barata. En el Sudeste Asiático, entre el 50 % y el 100 % de la capacidad de generación a carbón está cubierta por este tipo de acuerdos, a los que les quedan, en promedio, entre nueve y 18 años, según datos compartidos por la Alianza para Abandonar el Carbón. El resultado es paradójico: la generación renovable crece, pero la producción de electricidad a partir de carbón se mantiene obstinadamente alta porque los contratos obligan a los compradores a pagar a las centrales, independientemente de que se necesite su electricidad.

Este bloqueo contractual se refleja en los datos regionales de generación. La proporción del carbón en el suministro eléctrico del Sudeste Asiático pasó de alrededor del 35 % a cerca del 45 % en la última década, mientras que su participación en la generación eléctrica mundial descendió de aproximadamente el 39 % al 34 %. La energía limpia sigue rezagada: las renovables generan cerca del 26 % de la electricidad de la región, muy por debajo del promedio mundial, de alrededor del 41 %. Esta brecha representa una oportunidad perdida, tanto para reducir las emisiones de carbono como para bajar los costos del sistema, a medida que la energía solar, la eólica y el almacenamiento siguen abaratándose.

El desafío no es solo técnico; también es jurídico y financiero. Los contratos de carbón se diseñaron para garantizar ingresos estables a los propietarios de las centrales y empleos seguros a los trabajadores. Si las empresas de servicios públicos reducen la generación de carbón contratada para dar cabida a las renovables, se exponen a sanciones o deben seguir pagando cargos fijos por centrales inactivas. Esas obligaciones pueden ascender a miles de millones de dólares en el conjunto de la capacidad de generación de un país, lo que explica por qué los operadores de las redes suelen reducir primero la energía eólica o solar, aunque eso implique pagar más por la electricidad.

Cómo funcionan los acuerdos de «pague o consuma»

La mayoría de los proyectos de carbón en los mercados emergentes de Asia se financiaron mediante contratos de compraventa de electricidad a largo plazo. Muchos incluyen cláusulas conocidas como «pague o consuma», que obligan a los compradores a pagar por un volumen o una capacidad mínimos, funcione o no la central. El objetivo era reducir el riesgo de inversión al garantizar ingresos durante 20 a 30 años. Esta estructura se ajustaba al modelo anterior, basado en operar grandes centrales de carbón de forma constante como columna vertebral de la red. Sin embargo, encaja mal con un sistema moderno, en el que las renovables variables suministran una proporción cada vez mayor de la electricidad y la red necesita flexibilidad, no una generación fija.

Romper o renegociar estos acuerdos es difícil. Los contratos varían mucho, pero las sanciones por incumplimiento son habituales. Cuando los proyectos cuentan con prestamistas e inversores extranjeros, los contratos de suministro eléctrico pueden ir acompañados de acuerdos de respaldo gubernamental que ofrecen sólidas protecciones a los inversores. Estos pueden dar lugar a reclamaciones de compensación si las políticas obligan a cerrar una central antes de tiempo. Los gobiernos que temen disputas con los inversores suelen dudar en ordenar cierres, incluso cuando sus estrategias climáticas indican que son necesarios.

Los recortes a las renovables se extienden por la región

Cuando la generación de carbón contratada ocupa el margen disponible en la red, se reduce la producción de las centrales renovables. Esta práctica, conocida como limitación de la generación, es cada vez más frecuente. En China, donde la capacidad de generación limpia ha aumentado con rapidez, la producción de las centrales de carbón y gas también subió un 7,3 % en octubre respecto del mismo mes del año anterior. Los analistas advierten que los compromisos a largo plazo con el carbón contribuyen a limitar la generación solar y eólica. Wood Mackenzie prevé que, durante la próxima década, la limitación media de la energía solar supere el 5 % en 21 provincias. En el último año, varias grandes economías de Asia y el Pacífico, entre ellas Japón, Australia e India, también han informado de un aumento de los recortes a la generación renovable.

Estos recortes tienen costos directos. Los inversores en energía eólica y solar obtienen menos ingresos de los previstos, lo que puede frenar futuras inversiones. También perjudican a los consumidores, porque el sistema termina pagando por más electricidad de la que necesita: tanto para cumplir los contratos de carbón como para compensar a los proyectos renovables que no pueden entregar toda su producción. Cuanto más tiempo persistan los contratos inflexibles de carbón, mayor será el riesgo de que se infrautilicen los activos de energía limpia y aumenten los costos del sistema.

Una red diseñada para centrales inflexibles

Las centrales de carbón se diseñaron para funcionar de manera constante durante largos períodos y es costoso aumentar o reducir su producción. La generación renovable, en cambio, es variable. Para combinar ambas se necesita una mejor programación, más almacenamiento y contratos que valoren la flexibilidad. Sin esos cambios, los operadores suelen mantener en funcionamiento las centrales de carbón para evitar sanciones contractuales y problemas técnicos, y luego limitan la generación solar y eólica durante los picos del mediodía o las noches ventosas. Una red moderna necesita mecanismos de respuesta de la demanda, mejoras en las interconexiones, centrales de gas flexibles para cubrir los picos a corto plazo cuando sea necesario y, cada vez más, baterías. También necesita contratos heredados que permitan reducir la generación de carbón cuando abunda la energía renovable.

Panorama por países

El problema de los contratos de carbón presenta diferencias en cada mercado, pero se repiten varios patrones: largos plazos contractuales pendientes, altos cargos fijos e incertidumbre sobre cómo financiar los cierres. Esta es la situación en algunos países clave.

Indonesia

Indonesia depende en gran medida del carbón y cuenta con una amplia capacidad de generación respaldada por acuerdos a largo plazo. El Gobierno ha anunciado objetivos para reducir gradualmente el uso del carbón, y se diseñó una Asociación para una Transición Energética Justa, dotada con miles de millones de dólares, para contribuir a ese propósito. Los avances han sido desiguales. Los planes para retirar alrededor de 6,7 gigavatios de capacidad antes de 2030 están en riesgo debido a la lentitud en el desembolso de la financiación internacional. La empresa estatal de servicios públicos PLN sigue pagando por capacidad no utilizada en algunas centrales debido a la construcción excesiva de capacidad durante el último ciclo de inversión, una carga que finalmente recae en los consumidores y el Estado. Analistas de Ember sostienen que eliminar progresivamente el carbón para 2040 exigiría retirar alrededor de 3 gigavatios al año y ampliar rápidamente las energías renovables, sobre todo la energía solar con baterías, para que las fuentes limpias alcancen cerca del 65 % de la matriz energética en 2040. Indonesia también está probando acuerdos para adelantar cierres, entre ellos uno vinculado al Mecanismo de Transición Energética del Banco Asiático de Desarrollo. El modelo consiste en refinanciar los activos de carbón a menor costo, devolver antes el dinero a los inversores y cerrar las unidades antes de lo previsto en el contrato original.

Vietnam

Vietnam suscribió compromisos de alto nivel para pasar del carbón a la energía limpia, y su entorno de inversión es relativamente favorable. La preocupación por posibles cortes de electricidad ha llevado a los responsables políticos a actuar con cautela ante un cierre demasiado rápido de las centrales de carbón. Según los investigadores, las medidas más prácticas a corto plazo son dejar de añadir nueva capacidad de carbón, aprovechar mejor las energías renovables existentes y reformar los contratos para que las centrales de carbón puedan funcionar menos horas sin recibir sanciones. El objetivo es mantener el suministro eléctrico y, al mismo tiempo, abrir espacio a más energía eólica y solar y reducir el riesgo de limitar su generación.

Filipinas

Filipinas prohibió los nuevos proyectos de carbón en 2020, pero los que ya estaban en marcha continuaron, con contratos de larga duración. La central GNPower Dinginin, en Bataan, ilustra este bloqueo. Terminar anticipadamente un gran contrato de carbón puede costar cientos de millones de dólares si se tienen en cuenta las deudas pendientes, los impuestos y las ganancias no percibidas. Por lo general, esos costos se trasladan a los consumidores. Las entidades estatales poseen una parte significativa de los activos de carbón del Sudeste Asiático y, a diferencia de los países más ricos, que cuentan con organismos públicos para comprar los contratos, muchos gobiernos de la región carecen de margen fiscal para hacerlo. Por eso, la financiación combinada y el apoyo multilateral son fundamentales para cualquier plan de cierre.

India

India está ampliando rápidamente su capacidad solar y eólica, pero los compradores estatales siguen preparando nuevos acuerdos a largo plazo con los generadores de carbón. A medida que crece la generación limpia, las empresas distribuidoras corren el riesgo de pagar elevados cargos fijos por activos de carbón infrautilizados. Centros de estudios, como Ember y Climate Trends, sostienen que las empresas de distribución deben rediseñar sus planes de recursos y adoptar contratos flexibles para dar prioridad a la energía limpia cuando esté disponible. Sin ese cambio, aumentarán las limitaciones a la generación y el riesgo de que los activos queden varados.

Dinero, derecho y quién paga

Detrás de cada central de carbón hay una estructura financiera. En muchos casos, inversores y prestamistas extranjeros respaldaron los proyectos, y los gobiernos anfitriones les dieron apoyo mediante contratos y garantías. Una investigación del Instituto de Recursos Mundiales destaca una realidad difícil: muchos acuerdos de inversión exigen que los gobiernos anfitriones compensen a los inversores por medidas políticas que provoquen cierres anticipados. Esto desincentiva considerablemente una actuación rápida. Es poco probable que los gobiernos con un margen fiscal limitado asuman grandes obligaciones de compensación, y también se muestran reacios a exponerse a disputas con inversores ante tribunales internacionales. El diseño jurídico del régimen de inversión anterior no se concibió teniendo en cuenta los objetivos climáticos.

Aun así, hay vías posibles. Los gobiernos pueden encabezar negociaciones estructuradas en las que participen todas las partes interesadas, incluidos los propietarios de las centrales, los prestamistas y los bancos de desarrollo. Los países de origen de los principales inversores extranjeros, como China, Japón y Corea, pueden ayudar, sobre todo porque bancos estatales de esos países financiaron muchas centrales de carbón en el Sudeste Asiático. Los bancos multilaterales de desarrollo pueden proporcionar capital en condiciones favorables, apoyo jurídico y seguros contra riesgos para destrabar los estancamientos. Rara vez es posible adelantar un cierre sin concesiones de todas las partes, pero están surgiendo precedentes, incluidos acuerdos en Indonesia y Chile que vinculan tasas de interés más bajas con una reducción más rápida de las emisiones.

Por qué siguen estancándose los cierres anticipados

La idea es sencilla: cerrar las centrales antes de tiempo y sustituirlas por energía limpia. En la práctica, alguien debe pagar una compensación a los inversores por los años de operación perdidos, o deben modificarse las condiciones del contrato. Las normas de los donantes han limitado el uso de fondos públicos para comprar activos de carbón. Los prestamistas privados se exponen a riesgos reputacionales si pagan a los propietarios del carbón para que cierren sus centrales. Estas limitaciones han ralentizado los programas de cierre anticipado y han obligado a los planificadores a centrarse en otras herramientas, como acelerar la incorporación de energías renovables e intentar reducir el tiempo de funcionamiento de las centrales de carbón dentro de los contratos existentes.

Cómo desbloquear contratos sin desbordar los presupuestos

Se están diseñando nuevas herramientas financieras y jurídicas para reestructurar los contratos de carbón y permitir que la energía limpia crezca a menor costo. Un análisis de RMI plantea tres vías prácticas. La primera consiste en rescindir anticipadamente un contrato de compraventa de electricidad a carbón mediante la refinanciación del activo y el reembolso más rápido a los inversores, de modo que la central cierre años antes de lo previsto. La segunda es sustituir el contrato de carbón por uno de energía limpia, para vincular el servicio de la deuda y los ingresos a nuevas fuentes renovables y al almacenamiento que cubran la diferencia. La tercera consiste en reestructurar el contrato de carbón para reducir las emisiones antes del cierre, por ejemplo, disminuyendo la cantidad mínima que debe comprarse, reduciendo las horas de funcionamiento obligatorio y vinculando los pagos a la generación efectiva, al tiempo que se fija una fecha definitiva de cierre.

Estos enfoques se basan en mecanismos de transición del carbón que combinan préstamos en condiciones favorables y capital comercial para mantener costos manejables para los consumidores y contribuyentes, y compensar en términos generales a los inversores. Algunas estructuras, como los vehículos de transición gestionada, pueden crear períodos de varios años para la transición, durante los cuales se construye nueva capacidad limpia y se reduce drásticamente el tiempo de funcionamiento del carbón. Con el apoyo adecuado de las políticas públicas, estas herramientas pueden permitir recortes de emisiones del 80 % o más en determinadas centrales y, en algunos casos, superiores al 90 %. La clave es diseñar paquetes viables para obtener financiación y que alineen los incentivos de las empresas de servicios públicos, los propietarios de las centrales, los prestamistas y los reguladores.

Hacer más flexibles los contratos

La flexibilidad contractual es tan importante como la financiación. Los contratos de compraventa de electricidad firmados en una época dominada por el carbón suelen presuponer una generación de base y factores de capacidad elevados. En un sistema que da prioridad a las renovables, esas características se convierten en un lastre. Los reguladores pueden exigir que los contratos nuevos y renegociados incluyan derechos de despacho económico, menores cantidades mínimas de compra, pagos por ofrecer flexibilidad en lugar de una producción fija y la posibilidad de detener la generación de carbón cuando abunde la energía renovable. La inversión en transmisión y las interconexiones regionales pueden ampliar el mercado para los excedentes de energía solar y eólica. El almacenamiento y la respuesta de la demanda pueden trasladar el consumo a los períodos en que la generación renovable es alta.

Usar créditos de transición y mercados de carbono

Es más fácil financiar los acuerdos de cierre anticipado cuando las emisiones evitadas tienen un valor económico. Los créditos de transición vinculados a cierres verificables pueden reducir el costo de la refinanciación y el cierre. Programas como el Mecanismo de Transición Energética del Banco Asiático de Desarrollo buscan combinar capital de menor costo con reducciones de emisiones cuantificables y calendarios de cierre claros. Es fundamental diseñarlos con cuidado para que los créditos reflejen recortes reales y adicionales y para que las comunidades cercanas a las centrales reciban beneficios concretos.

Seguridad energética y empleo

La preocupación por la fiabilidad del suministro y el empleo pesa mucho en el debate sobre el carbón. Son problemas que pueden resolverse con planificación. La fiabilidad requiere más que centrales de base: necesita recursos capaces de responder rápidamente a los cambios en la oferta y la demanda. Las baterías, la capacidad flexible de gas como solución de transición cuando sea necesaria, el refuerzo de la red y mejores previsiones son útiles. Las políticas pueden exigir que, a corto plazo, las centrales de carbón funcionen con mayor flexibilidad, reduzcan sus niveles mínimos estables de generación y puedan aumentar su producción más rápidamente, para desperdiciar menos energía renovable.

Una transición justa debe formar parte de todos los planes. Las provincias y comunidades que dependen del carbón necesitan inversiones en nuevas industrias, capacitación y apoyo específico. Los calendarios de cierre pueden organizarse por etapas para reducir al mínimo las alteraciones sociales. Cuando las centrales representan riesgos importantes para la salud local, actuar pronto puede generar beneficios inmediatos. El apoyo a los trabajadores y a las empresas afectadas debe incorporarse a la financiación de la transición, no tratarse como algo secundario.

¿Son realmente demasiado jóvenes estas centrales para cerrar?

Se afirma con frecuencia que la capacidad de generación a carbón del Sudeste Asiático es demasiado joven para cerrarla. Nuevos análisis cuestionan esa idea. Global Energy Monitor prevé que la antigüedad media de las unidades de carbón del Sudeste Asiático llegará a unos 28 años en 2040, lo que situaría a la mayoría de las centrales dentro de los plazos habituales de cierre si las políticas orientan el sistema hacia la energía limpia. Es fundamental dejar de añadir nueva capacidad de carbón. Si no se incorpora más capacidad, solo una pequeña parte del conjunto de centrales tendrá menos de 20 años en 2040. Los estudios financieros también muestran que, con las políticas y la financiación adecuadas, puede ser rentable cerrar algunas unidades cuando tienen poco más de 15 años y sustituirlas por energías renovables y almacenamiento, sin elevar los precios mayoristas.

Christine Shearer, responsable del Global Coal Plant Tracker de Global Energy Monitor, cuestionó la idea de que la juventud de las centrales determine el futuro del carbón en la región.

Christine Shearer, Global Energy Monitor: «La idea de que las centrales de carbón del Sudeste Asiático son demasiado jóvenes para cerrar es un concepto erróneo».

Esta opinión coincide con la experiencia de otras regiones, donde el carbón ha desaparecido rápidamente cuando los contratos y las políticas se han alineado. El próximo paso para el Sudeste Asiático es convertir los acuerdos piloto en programas ampliables y garantizar que los nuevos contratos, tanto de carbón como de energía limpia, incorporen flexibilidad desde el primer día. Sin reformas, la región corre el riesgo de pagar dos veces por las centrales de carbón: primero mediante cargos fijos y después a través del costo de las energías renovables infrautilizadas. Con reformas, la región puede reducir las emisiones más rápido, atraer inversiones y mejorar la salud pública sin interrumpir el suministro eléctrico.

Lo que debe saber

• Entre el 50 % y el 100 % de la capacidad de generación a carbón del Sudeste Asiático está sujeta a contratos de compraventa de electricidad a los que les quedan, en promedio, entre nueve y 18 años.
• La proporción del carbón en el suministro eléctrico del Sudeste Asiático subió a cerca del 45 % en la última década, mientras que su participación mundial cayó a alrededor del 34 %.
• Las energías renovables suministran cerca del 26 % de la electricidad del Sudeste Asiático, frente a aproximadamente el 41 % a nivel mundial, en parte porque los contratos de carbón desplazan a la energía limpia.
• China, Japón, Australia e India han informado de un aumento de los recortes a la generación renovable, ya que los compromisos a largo plazo con el carbón limitan la flexibilidad de la red.
• Romper los contratos de carbón puede acarrear sanciones y reclamaciones de compensación, sobre todo cuando existen protecciones para inversores extranjeros, lo que retrasa los cierres anticipados.
• Los planes de Indonesia para reducir progresivamente el uso del carbón afrontan retrasos en la financiación. Según los analistas, eliminarlo para 2040 requiere retirar unos 3 gigavatios de capacidad de carbón al año y elevar la proporción de renovables en la matriz energética a cerca del 65 %.
• RMI y otras organizaciones proponen herramientas para desbloquear los contratos, como la rescisión anticipada, su sustitución por contratos de energía limpia y la reestructuración para reducir las emisiones.
• La financiación de la transición y los créditos de carbono pueden reducir los costos de cierre, mientras que las nuevas normas contractuales deberían dar prioridad a la flexibilidad y al despacho económico.
• Global Energy Monitor concluye que la antigüedad media de las centrales de carbón del Sudeste Asiático se acercará a las edades habituales de cierre para 2040, por lo que el cierre anticipado será viable con las políticas adecuadas.