Nada fácil fue llegar al término de la construcción del polémico proyecto hidroeléctrico Alto Maipo, el que incluso involucró un proceso de reestructuración financiera bajo el Capítulo 11 de Estados Unidos, y tampoco lo está siendo la puesta en marcha de la iniciativa.
Esto, porque los contratiempos ocurridos a fines de 2022 en los túneles de la central ubicada en la Región Metropolitana serían más graves de lo que se pensaba.
Fue durante el mes de enero cuando AES Andes, operadora del proyecto, informó al Coordinador Eléctrico Nacional (CNE) que luego de realizar una inspección con equipo remoto al túnel de aducción de Central La Lajas se detectaron desprendimientos localizados en un sector de dicho túnel.
Por ello, y considerando que la Central Alfalfal II descarga sus aguas en el túnel de Central Las Lajas, ambas centrales quedarán indisponibles durante el periodo en que se realicen los trabajos de reparación.
En un principio se estimó que el retorno de ambas unidades al servicio sería el 30 de junio de este año. Sin embargo, en una nueva actualización de lo sucedido, el jueves pasado Alto Maipo informó al Coordinador que estima que el retorno de ambas unidades al servicio no será antes del 1 de octubre de 2023.
Lo anterior, según indicó la firma, implica considerar una disminución en la potencia reconocida para las unidades de las centrales Las Lajas y Alfalfal II en el proceso de cálculo de potencia de suficiencia por el nuevo periodo de duración del evento.
Una de las preocupaciones asociadas a esta contingencia tiene que ver con un posible impacto en la correcta operación del sistema eléctrico, que atraviesa por importantes estrecheces producto de la sequía y los efectos del cambio climático.
Cabe mencionar que en su último informe de seguridad y abastecimiento, el Coordinador ya advirtió respecto a la indisponibilidad del complejo Alto Maipo, detallando que los plazos asociados a su vuelta a la operación son fundamentales para determinar la necesidad de extender el decreto de racionamiento preventivo que expira en marzo.
Sobre el punto, el académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Usach, Humberto Verdejo, aseguró a Emol que desde el punto de vista de operación del sistema, «cualquier salida de servicio de una central que tenga operación 24/7 producirá dificultades».
«En el escenario actual la operación de las centrales hidráulicas es clave particularmente para las horas de mayor demanda del sistema. Por lo tanto, la energía de este proyecto que dejará de estar disponible, tendrá que ser reemplazada por otro tipo de tecnología», acotó Verdejo.
A su juicio, «en las horas del día perfectamente podrá ser reemplazada por energía solar y eólica. Sin embargo, el mayor problema se produce en las horas de la tarde-noche donde la energía faltante tendrá que ser reemplazada probablemente por tecnologías que utilicen combustibles fósiles».
Consultado si es que hay margen para más fallas en otras centrales, el académico de la Usach expuso que «en un escenario de estrechez hídrica y encarecimiento de los precios de combustibles, que son casi totalmente importados, el margen es muy estrecho. Esta condición permanecerá hasta que no se avance decididamente en la incorporación de sistemas de almacenamiento masivos. Lo anterior será clave para que las centrales solares y eólicas logren operar las 24 horas del día».
Por su parte, Matías Cox, director ejecutivo de la Asociación de Pequeños y Medianos Generadores (GPM), recalcó que «el sistema eléctrico se encuentra operando con una frágil estabilidad, por lo que es importante tener presente que toda la infraestructura existente es necesaria para la confiabilidad del sistema. Así, volvemos a mencionar hoy que ningún megawatt sobra».
En este sentido, Cox detalló que la indisponibilidad de las centrales Alfalfal II y Las Lajas hasta octubre de 2023, sumada a la inactividad de centrales térmicas eficientes y de la línea de 500 kV Nueva Pan de Azúcar-Polpaico durante ciertos períodos del año, podría generar «un posible déficit durante el invierno del presente año en algunos escenarios.».
Asimismo, comentó «vemos con preocupación que a pesar que las situaciones de fragilidad sistémica se mantendrán al menos por varios años, el Gobierno insiste en un cambio regulatorio que va justamente en contra de dar señales para mantener la operación segura del sistema, castigando duramente a centrales que están disponibles ante fallas o requerimiento intempestivos del sistema».
«Si el año es muy seco, cualquier menor aporte de energía tendrá que ser abastecido en ocasiones con centrales de respaldo a diésel, por lo que los costos marginales del sistema van a crecer. Y si existen otras fallas de centrales, tal como lo ha señalado en su último informe mensual de seguridad el Coordinador, el sistema podría tener en ciertos momentos y de manera localizada problemas de abastecimiento» Andrés Romero, director de Valgesta Energía y ex secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE)
Andrés Romero, director de Valgesta Energía y ex secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), en tanto, manifestó que «la central Alto Maipo es una central de 531 MW, hace su inyección en la zona central del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), por lo que es de alta relevancia para satisfacer la demanda de la Región Metropolitana. Los datos de la operación del año 2022 nos muestran que las centrales Alfalfal II y las Lajas aportaron entre enero y septiembre 2.480 GWh, lo que equivale a cerca de 12 días del consumo de todo el país. Pero su mayor producción es en época de deshielo, es decir a partir de octubre».
En cuanto al impacto, si bien Romero no observa que la falla pueda provocar limitaciones de suministro, indicó que se debe «esperar a ver cómo será el próximo año hidrológico que inicia en abril. Si el año es muy seco, cualquier menor aporte de energía tendrá que ser abastecido en ocasiones con centrales de respaldo a diésel, por lo que los costos marginales del sistema van a crecer. Y si existen otras fallas de centrales, tal como lo ha señalado en su último informe mensual de seguridad el Coordinador, el sistema podría tener en ciertos momentos y de manera localizada problemas de abastecimiento».
José Francisco Delpiano, académico de la Facultad de Ingeniería y Ciencias Aplicadas de la Universidad de los Andes, dijo que es difícil estimar el impacto del cese de operaciones de Alto Maipo, cuya potencia máxima alcanzaría los 531 MW. «Por un lado, esto puede no parecer un gran porcentaje de la potencia instalada en el sistema eléctrico chileno -más de 31.000 MW-, pero hay varios otros factores que influyen en la posibilidad de satisfacer la necesidad de potencia eléctrica», dijo.
Delpiano precisó que como Alto Maipo pertenece a la zona central, «aunque el SEN esté interconectado, las líneas de transmisión tienen una capacidad máxima. Esto significa que el cese de operaciones de Alto Maipo puede afectar en mayor medida a la zona central».
Fuente: Emol.com
