El histórico impulso que viven las energías renovables no convencionales (ERNC), que en el primer trimestre del año alcanzaron una cifra récord de 41,3% del total de la generación en el país, también tiene su cara menos amable. Se trata de las pérdidas de energía, también conocidas como vertimientos o reducciones, y que crecieron a un ritmo mucho mayor en el mismo período.

Según cifras que fueron publicadas la semana pasada por el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), que reflejan el registro mensual de las reducciones de centrales ERV (eólica y solar) durante la operación en tiempo real del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), entre enero y marzo se perdieron un total de 1.461,68 GWh. Dicha cifra da cuenta de una marcada aceleración en relación a lo visto en el mismo trimestre del 2023 y el cuarto previo, cuando los vertimientos alcanzaron los 457,59 GWh y 1.205,54 GWh, respectivamente.

Así, en lo que va del año, los recortes de energía aumentaron en un 219% en la comparación anual y un 21% en la comparación respecto del trimestre previo. Además, los vertimientos registrados entre enero y marzo de 2024 ya representan un 54,8% del total de 2023, cuando las pérdidas de energía llegaron a 2.666,97 GWh.

Pero aún más, la proporción de vertimientos sobre la energía generada por las fuentes solares y eólicas refleja la magnitud del fenómeno. De acuerdo al CEN, en los primeros tres meses del año, dichas tecnologías generaron un total de 7.815 GWh en el SEN. De acuerdo a ello, se tiene que los recortes alcanzaron un 18,7% de la energía renovable variable producida en Chile en el primer trimestre del año. Casi un quinto del total.

En todo 2023, según la consultora Evol Services, esas pérdidas fueron el 9,72% de las centrales ERV, casi un décimo de todo lo generado por dichas tecnologías.

Ana Lía Rojas, presidenta ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera), asegura que “esta tendencia al alza representa un desafío significativo para la estabilidad y la expansión del sector de energías renovables en el país”.

“El nivel de recortes acumulado al primer trimestre del año 2024, representa un recorte promedio diario de 17 GWh, lo que equivale a la inyección diaria que podría realizar un sistema de almacenamiento de 3.800MW y 4,5 horas de autonomía promedio de los proyectos de almacenamiento que se están desarrollando en actualmente en el sistema”, agrega Rojas.

Daniela Halvorsen, coordinadora del área de riesgo y regulación de Evol Services, explica que esta situación afecta más a las centrales fotovoltaicas que a las eólicas. De hecho, las primeras explican un 73,8% del total mensual.

En el análisis de la experta, el fenómeno refleja “que hoy el crecimiento de la demanda no va de la mano con el crecimiento de la oferta de generación diurna, específicamente por centrales de generación solar instaladas en el norte”.

Y señala que el problema para las unidades renovables pasa porque, cuando éstas inyectan su energía, en aquellos puntos “el costo marginal baja a cero durante el bloque solar (por lo tanto, inyectan energía a US$0 MWh) y representa un riesgo importante para aquellos generadores que están comprometidos con contratos a clientes libres y regulados”.

Con todo, sostiene que “más que concentrarnos en disminuir el vertimiento, lo que necesitamos es disminuir los riesgos por desacoples en el sistema”.

“Este problema se ataca con líneas descongestionadas y señales de geolocalización para incentivar nuevos proyectos en zonas donde escasean las centrales que ocupan recursos más baratos (solar, eólica, almacenamiento de baterías). Pero la expansión y nuevas obras de transmisión deben evaluarse en función de la demanda y no en función de la oferta, ya que esta infraestructura la pagamos todos los clientes y, por lo tanto, no debe estar sobredimensionada”, indica.

Por su parte, desde el Coordinador Eléctrico Nacional, órgano autónomo encargado de la operación del SEN, destacan que de los casi 1.500 GWh vertidos en el primer trimestre, “el 90% se debe a la mayor generación de renovables en horario en que la demanda no es suficiente para consumir toda esta producción. Es decir, las limitaciones en la capacidad del corredor norte-sur explican del orden del 10% de los recortes”.

Detallan que el fenómeno responde a “la mayor generación solar, eólica e hidráulica que se ha registrado en estos primeros tres meses, respecto del mismo período del año anterior”.

En esa línea, subrayan que, al comparar con los reportes del año pasado, cerca del 50% del total de los recortes se explicó por congestiones en el sistema transmisión, “sin embargo, si se analiza sólo el segundo semestre, y dadas las precipitaciones que hubo desde finales de junio en adelante, un 20% se explicaría por la congestión en transmisión. Esto tiene explicación, principalmente, por la mayor generación hidráulica desde la zona sur”, precisan.

Otra línea de análisis desde el Coordinador apunta a que la capacidad instalada solar y eólica ya suma del orden de 14.400 MW, “los que si bien están mayoritariamente en la zona norte (9.600 MW), ya tienen también una presencia importante en la zona centro-sur, lo que explica que en horario solar se deban hacer recortes en prácticamente todo el sistema”.

Sólo la capacidad solar, señalan, suma cerca de 9.900 MW, “muy cercano a la demanda diurna, que está entre 10.000 y 11.000 MW”.

Hacia adelante, enfatizan que la situación de vertimientos “es una muestra de la oportunidad que tiene el almacenamiento de larga duración como una herramienta para aprovechar los excesos de oferta, para trasladar esa energía desde las horas del día a la noche”. Actualmente, hay casi 500 MW de capacidad instalada en almacenamiento, lo que sumado al desarrollo de proyectos de transmisión, “permitirán seguir reforzando el Sistema Eléctrico Nacional, dando seguridad al suministro y permitiendo aprovechar de mejor manera las distintas fuentes de energía”, manifiestan.

“A esto se suma que como Coordinador estamos impulsando una licitación que en pocos días más conoceremos sus resultados, para incorporar equipamiento que permita otorgar fortaleza al sistema en la zona norte y disminuir la necesidad de generación térmica en horario solar, permitiendo aumentar la generación de energía proveniente de parques solares y renovables en general”, concluyen.