En el punto en que el valle del Huasco alcanza el mar se enclavan cinco centrales a carbón, en lo que es el mayor complejo termoeléctrico del país: Guacolda. Previo al sistema frontal que asoló esa zona desde el fin de semana y hasta el martes 21 de julio, estas unidades -que producen 760 MW- fueron claves para evitar el colapso de la red eléctrica, estresada por la falta de lluvias, el mantenimiento de centrales y la menor oferta de gas. Y cuando finalmente las precipitaciones cayeron, el complejo estuvo en el epicentro mismo de la tragedia, esta vez, asediado por exceso de lluvias.
A solo horas de que se decretara estado de catástrofe en la zona, Marco Arrospide, gerente general de Guacolda Energía, reseñó a Diario Financiero cómo resistió el complejo termoeléctrico y lo que viene ahora.
- ¿Cómo enfrentó Guacolda el sistema frontal? ¿Sufrieron daños las instalaciones? ¿Resistieron?
- El último sistema frontal fue un desafío importante para toda la zona centro-norte del país, especialmente para la Región de Atacama y la comuna de Huasco.
Hasta el momento, la empresa ha podido sortear positivamente los efectos de este evento climático, gracias a la implementación de sus protocolos y políticas de operación en condiciones adversas, que incluyen provisión de insumos, movilización de trabajadores operativos, teletrabajo para personal administrativo, etc.
En cuanto a su capacidad de producción, la central Guacolda ha estado operando normalmente con tres unidades, quedando las otras dos en estado de reserva, por instrucciones del Coordinador Eléctrico Nacional.
- ¿Cuál es el rol de una termo como Guacolda en contextos como este?
- En escenarios climáticos extremos, centrales como Guacolda adquieren una relevancia aún mayor, porque entregan generación estable cuando otras tecnologías pueden verse afectadas por las condiciones meteorológicas. Esa capacidad de responder de manera continua es parte importante del aporte que hacemos al Sistema Eléctrico Nacional.
- Dada la estrechez del sistema eléctrico, que se alivió pero no se despejó del todo... ¿Cómo definiría hoy el rol de Guacolda en el Sistema Eléctrico Nacional?
- El rol de Guacolda es fundamental en la producción de energía eléctrica como central de base, operando con cinco unidades a plena carga incluso en horario solar, antes de la llegada del frente de mal tiempo. Adicionalmente, cumple una función fundamental en la provisión de atributos de seguridad, como la inercia que requiere el sistema eléctrico para mantener la fortaleza de red ante la penetración de energía renovable variable.
En paralelo, la compañía evalúa distintas alternativas que permitan avanzar gradualmente hacia una generación con menores emisiones. Cualquier avance en esa dirección deberá resguardar el mismo estándar de confiabilidad y seguridad operacional que hoy requiere el Sistema Eléctrico Nacional.
- ¿Cómo les afectan los vertimientos renovables y los desacoples de precios entre nodos eléctricos?
- No existe una afectación relevante, pues normalmente la proporción de energía destinada a clientes finales es menor que la producción comercializada en el mercado spot, sobre todo cuando el CEN despacha a las cinco unidades de Guacolda.
- ¿Cuál es su lectura sobre el diagnóstico de que la generación crece más rápido que la transmisión?
- En cuanto a que la generación crece más rápido que la transmisión, este es un fenómeno estructural que se da en nuestro sistema eléctrico y en la mayoría de otros sistemas del mundo donde las tecnologías de desarrollo están soportadas por energías renovables variables las que, por una parte requieren tiempos de desarrollo y construcción muchos más cortos que las de otras tecnologías convencionales, pero por la otra, someten a los sistemas eléctricos a un duro requerimiento de capacidad de transmisión adicional, con líneas extensas y factores de utilización bajos.
Un sistema eléctrico con grietas
- Tras el apagón de febrero de 2025, ¿qué lecciones sacó la compañía sobre la valorización de la generación firme e inercia en el sistema? ¿Ha cambiado el trato del Coordinador hacia unidades como las suyas?
- La falla de febrero puso de relieve la importancia de la necesaria integración de las distintas tecnologías de generación disponibles en nuestro sistema eléctrico, cada una aportando sus atributos que le son propios. En el caso de la energía termoeléctrica en base a carbón, su aporte a la seguridad de abastecimiento de energía y a la entrega de atributos de fortaleza de red, como la inercia.
Los vertimientos y los desacoples de precios son síntomas de un desafío estructural del sistema eléctrico. Chile ha realizado un desarrollo muy exitoso de generación renovable, aunque la infraestructura de transmisión no ha crecido al mismo ritmo. Como consecuencia, existe energía disponible que no puede llegar oportunamente a los centros de consumo, generando pérdidas de eficiencia para todo el sistema.
- Respecto del calendario de descarbonización, ¿Qué señales tienen del gobierno? ¿Se pausará la salida de las unidades carboneras?
- No nos corresponde anticipar decisiones del Gobierno. Lo importante es que cualquier definición preserve la seguridad del suministro, entregue certeza regulatoria para las inversiones y permita avanzar de manera responsable hacia una matriz cada vez más limpia.
Guacolda mantiene su compromiso de retiro voluntario en 2040, siempre que la operación del sistema eléctrico lo permita. Todavía no hemos tenido conversaciones al respecto con las nuevas autoridades del gobierno. Pero todo indica que, en tanto se mantengan las necesidades de fortaleza de red que no son satisfechas con energía no convencionales, las centrales termoeléctricas seguirán siendo necesarias para la operación segura del sistema eléctrico.
Lo que observamos es una evolución del debate hacia una transición basada en criterios técnicos y de seguridad del suministro.
El futuro: amoníaco verde
- ¿En qué etapa está el proyecto de co-combustión con amoníaco verde junto a Mitsubishi Heavy Industries? La fase 2 del estudio de factibilidad, entre 2025 y 2026, debía compilar el plan detallado para la demostración de 30% de co-combustión...
-El estudio desarrollado en esta materia permitió profundizar el análisis técnico de una eventual aplicación de co-combustión con amoníaco verde, abordando aspectos como las modificaciones requeridas en las unidades, la seguridad operacional, la logística de abastecimiento y las condiciones necesarias para una futura demostración a escala industrial.
Los resultados obtenidos constituyen un insumo relevante para evaluar esta alternativa tecnológica. Sin embargo, el desarrollo de este tipo de soluciones aún depende de la evolución de la tecnología, de su madurez comercial, de las condiciones económicas y de la disponibilidad de una cadena de suministro competitiva para el amoníaco verde.
El proyecto de cofiring está a la espera de que exista un suministro local de amoniaco verde en la zona de Atacama, lo que no se ve factible en el corto plazo.
- La compañía ha planteado llevar la co-combustión al 50% en todas sus unidades a 2033. ¿Qué inversión implica esa meta y cómo se financia?
- Efectivamente, el cofiring tiene como meta alcanzar un reemplazo de hasta 50% del carbón por amoníaco verde. Pero lo más relevante tiene que ver con la disponibilidad del nuevo combustible, que aún está en duda.
- ¿De dónde vendrá el amoníaco verde? ¿Contemplan producción propia, contratos locales o importación, y a qué costo por MWh resulta competitiva la co-combustión frente a alternativas como BESS o gas?
- Para que el proyecto de cofiring sea competitivo se requiere que el suministro de amoniaco verde sea local y que el costo variable de operación de las unidades que lo usen sean similares al de las unidades que usan GNL.
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Valeria Ibarra
