En medio de una baja producción hidroeléctrica mientras se espera la irrupción de "El Niño" y una ronda de consultas a cuatro generadoras térmicas al detectar disponibilidad nula de GNL en sus unidades para las próximas semanas, se reafirma una nueva postergación en el retorno de la Central Alfalfal II (264 MW) que permanece desconectada desde diciembre de 2022, el pendiente que le queda al complejo hidroeléctrico Alto Maipo de AES Andes.
Esto, luego que tras más de tres años de desconexión al detectarse desprendimientos en la obra, el 23 de marzo el complejo -que se ha posicionado como la central de generación eléctrica más cara construida en Chile, pasando desde una inversión inicial de US$ 1.000 millones a un costo de US$ 3.000 millones- reanudara la operación de la Central Las Lajas (267 MW) al completar exitosamente los trabajos de reparación en su sistema de túneles y finalizar las pruebas operacionales.
Frente a una solicitud del 2 de junio del Coordinador Eléctrico para conocer la situación actual de la infraestructura asociada al proyecto, Alto Maipo actualizó la información de desconexión de dicha central. En una carta, a la que tuvo acceso DF, la firma indicó este martes que "la mejor estimación" para restablecer el reinicio de las operaciones de Central Alfalfal II es "al final del segundo semestre de 2026".
Según explicó Alto Maipo al organismo que supervisa la operación del sistema eléctrico, recientemente recibieron una nueva actualización del contratista a cargo de las reparaciones de los túneles de la Central Alfalfal II. Y, de acuerdo a esta información, la cual están analizando, "es necesario realizar mayores análisis técnicos e inspecciones en terreno para poder validar el detalle de actividades que determinan los cronogramas con que contamos a la fecha".
531 MW es la capacidad instalada de Alto Maipo
Esta estimación -advirtió Alto Maipo- se basa en la mejor información y experiencia con la que cuentan hasta la fecha, "la cual podría estar sujeta a cambios en función de antecedentes y los análisis antes expuestos". "Sin perjuicio de ello, los mantendremos informados oportuna y permanentemente de cualquier novedad, y seguiremos haciendo todo lo que esté dentro de nuestras posibilidades para lograr que las centrales regresen a operación lo antes posible", señalaron.
Si bien la empresa indicó en octubre de 2025 que esperaba que Alfalfal II regresara al servicio "en el segundo semestre de 2026", informando luego en enero y febrero de este año que no habían nuevas actualizaciones, esta vez mantuvo lo señalado pero reconociendo que el retorno sería "al final del segundo semestre de 2026". Es decir, asumiendo que será finalmente al cierre de año.
Presión sobre costos e incertidumbre
El complejo Alto Maipo, de 531 MW de capacidad instalada, está ubicado en la Región Metropolitana, en el principal nodo de consumo del Sistema Eléctrico Nacional (SEN). De ahí la relevancia de ponderar cómo ha afectado al sistema eléctrico esta desconexión que se arrastra por años.
Consultado, el director de SPEC y Galilei Energy, Carlos Suazo, sostiene que durante el período de indisponibilidad -básicamente 2023, 2024, y la mayor parte de 2025-, "el sistema hubiese podido utilizar este recurso hídrico de forma de disminuir el costo operacional y presionar a la baja los costos marginales". Y recuerda que los precios en la zona centro del país oscilaron entre 100-150 US$/MWh durante el segundo trimestre de 2025.
En ese contexto, plantea que "una central de pasada con despacho predecible y bajo costo variable opera como colchón antiinflacionario del costo marginal en la zona central. Su ausencia -531 MW en las horas nocturnas cuando el sol no está- empuja hacia arriba el costo marginal con más frecuencia y por más horas".
US$ 3.000 millones ha alcanzado la inversión del complejo
Con la gran irrupción de sistemas de almacenamiento observado durante los últimos años, Suazo advierte que quizás es más relevante el debate de seguridad de abastecimiento suscitado durante las últimas semanas: "Alfalfal II sigue sin retornar incluso después de que Las Lajas volvió en marzo de 2026, en un contexto de una ronda de consultas simultáneas a cuatro generadoras térmicas relevantes iniciada por el Coordinador, al detectar disponibilidad nula (0 MMm³) de GNL en sus unidades para las próximas semanas, combinada con riesgos de restricción del suministro de GNA desde Argentina".
"La preocupación central del Coordinador es la vulnerabilidad del SEN ante posibles indisponibilidades en el período junio–julio de 2026", añadió.
Para el socio director de energiE, Daniel Salazar, la ausencia prolongada de una central generadora, tiene efectos e impactos, "más aún si esta es una fuente renovable, ya que al no estar disponible impide desplazar tecnologías de mayor costo y mayores emisiones, lo cual genera una presión al alza en los costos de operación".
Sin embargo, tan complejo como la indisponibilidad misma -dice- es la incertidumbre. "Las sucesivas modificaciones en las fechas de retorno por parte del titular impiden una planificación óptima de los recursos de generación por parte del Coordinador, lo que redunda -por ejemplo- en un mayor uso de reservas hídricas", afirma.
VER MÁS
MARKET DATA
<%userdata?.email%>
Editar perfil
Credencial
Salir
(Twitter)
Instagram
Facebook
LinkedIn
YouTube
TikTok
Alto contraste
Energía
{{/if}}
