Vertimientos y los costos de la estabilización de los generadores solares FV de pequeña escala

En 2023 se vertió el 9% del total de la generación eólica y solar fotovoltaica, sin embargo, mientras se perdía esta energía y el precio spot del Sistema Interconectado era nulo, se continuaba pagando la estabilización de precios a los pequeños generadores solares FV.

Por Cristián Marcelo Muñoz

En 2023, se perdió el 9% del total de la generación eólica y solar fotovoltaica; unos 2.616 GWh que no pudieron ser generados principalmente durante el día, el equivalente al 3% del total de la demanda anual de electricidad del país. El máximo despilfarro horario de generación solar y eólica ocurrió a fines de junio y fue de 3.412 MWh, correspondiente al 38% de la generación con estas fuentes en esa hora¹ y el equivalente al 30% del consumo máximo horario de electricidad del país. Los vertimientos continuaron en enero de 2024, llegando al 16% de la generación solar y eólica de ese mes, el 7% de la demanda de electricidad de enero. La figura 1-a reporta en signo negativo los vertimientos físicos en cada hora; la figura 1-b muestra el vertimiento horario como porcentaje del total de generación solar y eólica.

Sin embargo, en las mismas horas en que se vertía energía y los generadores vendían su producción en el Mercado Spot a un precio nulo, las centrales solares de pequeña escala: PMG y PMGD, generaban toda su energía, sin participar en las asignaciones de vertimiento y recibiendo un precio estabilizado garantizado por el regulador². La figura 1-a reporta con valores positivos la generación horaria de estas centrales.

La energía vertida es inferior al total de la generación solar de pequeña escala. En efecto, en 2023, la energía vertida fue equivalente al 66% de la generación anual solar de pequeña escala, mientras que en enero de 2024 alcanzó al 97%; es decir, prácticamente todo lo vertido podría haber sido asignado a estas centrales, lo socialmente óptimo, si se considera que su generación le cuesta a la sociedad unos USD90 por cada MWh generado, el promedio del precio estabilizado. Como se aprecia en la figura, la situación empeoró a partir de agosto de 2023, pues, el aumento en la generación de estas centrales de pequeña escala implicó mayores vertimientos en centrales de la misma tecnología, pero de mayor escala.

A enero de 2024, el mecanismo de estabilización de precios a estos generadores solares acumulaba un costo para generadores y clientes libres de USD343 millones, con una tasa de crecimiento promedio de unos USD40 millones por mes desde octubre de 2023, figura 2-a. Por su parte, el cargo equivalente por cada MWh retirado desde el Sistema Interconectado ha ido creciendo desde 2016, llegando a US$5/MWh en enero de 2024, figura 2-b; el equivalente a un quinto del cargo adicional que deberán pagar los clientes regulados, según el actual proyecto de ley del Precio Estabilizado a Clientes³.

La recientemente publicada Norma Técnica de Conexión y Operación de PMGD⁴, trae algunas mejoras en la regulación que se aplica a estas unidades, pues, entre otras materias, asigna a las nuevas unidades los costos de conexión de red asociados con su incorporación y los ajustes en la generación que se requieran en caso de congestiones en los sistemas zonales. Sin embargo, el problema de fondo: la metodología de estabilización establecida en el reglamento, aún permanece.

Los defensores de la estabilización de precios alegan que cambiar el mecanismo podría poner en riesgo la estabilidad regulatoria del sector y en consecuencia de las inversiones hechas bajo ese régimen. Sin embargo, el rol de un regulador es justamente actualizar y corregir las fallas en la regulación que provoquen operaciones o inversiones ineficientes. También se argumenta que cambiar el actual mecanismo actuaría como un freno a la supuesta transición energética del país, la que, más bien, es un cambio tecnológico de una dudosa eficiencia y que, al ser aislada del resto de mundo, tiene nulo impacto en la estabilización de la temperatura del planeta⁵. Es más, si la real preocupación es el cambio en el clima, mucho más útil sería invertir estos recursos en el combate y previsión de los incendios forestales; por ejemplo, lo que el país ha gastado en estabilizarle el precio a estos generadores solares, es más de dos veces el presupuesto para el combate a los incendios 2023-2024⁶.

Con todo y a pesar de la relevancia del tema, durante este año, al parecer, el mecanismo de estabilización estaría lejos de ser corregido por el Ministro de Energía. Mientras esto no ocurra, el costo de la estabilización seguirá aumentando, probablemente, a razón de unos USD40 millones por mes.

Notas

1. 1. 1. 1. Los vertimientos consideran la generación eólica y solar FV de centrales mayores a 9 MW. El porcentaje vertido se reporta sobre la generación eólica y solar mayor a 9 MW corregida por la magnitud vertida.
         2. A la estabilización de precios también pueden acceder centrales de otras tecnologías cuyos excedentes de potencia no sean superiores a 9 MW, sin embargo, la principal falla regulatoria ocurre en las centrales solares FV. Para mayor información ver C. Muñoz, Vertimientos de energía renovable y los costos del Precio Estabilizado que reciben los pequeños generadores, Breves de Energía, noviembre de 2023. C. Muñoz, Generadores solares de pequeña escala: Costo Nivelado vs. Precio Estabilizado, Breves de Energía, agosto de 2023.
         3. El proyecto de ley propone un cargo de Ch$22/kWh a partir de 2025 y de Ch$9/kWh desde 2008 en adelante.
         4. Norma técnica de conexión y operación de PMGD en instalaciones de media tensión, Comisión Nacional de Energía, febrero de 2024.
         5. C. Muñoz, Cambio climático y transición energética, Breves de Energía, enero de 2024. C. Muñoz, Energía y emisiones en Chile, Breves de Energía, octubre de 2023.
         6. Plan de Incendios Forestales 2023-2024 aumenta su presupuesto en un 47%, Gobierno, Gobierno de Chile, septiembre de 2023.

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