Vertimientos y su regla de asignación

El vertimiento acumulado en 2024 equivale al 14% del total de la Energía Renovable Variable que estuvo disponible, con un máximo horario de 47%. Por su parte, la regla de asignación entre los generadores renovables es ineficiente, ya que, aumenta los costos del sistema.

Por Cristián Marcelo Muñoz

Entre enero y octubre de 2024, el vertimiento de energía¹ de las centrales solares fotovoltaicas y eólicas, también denominada Energía Renovable Variable (ERV), creció un 123% con respecto al mismo período en 2023. En ese período, el vertimiento fue equivalente al 14% del total de la ERV disponible, es decir, que incluye a la energía perdida, el doble del mismo período de 2023. Las pérdidas de energía se produjeron en el 53% de las horas, principalmente en las horas del bloque solar. La tasa es alta, si se compara con España (1,5%), Alemania (3,3%), Irlanda (11%) y Reino Unido (5%)².

El vertimiento alcanzó un máximo de 4.425 MW en octubre de 2024, un 47% del total de la ERV disponible para generación en esa hora y en el 10% de las horas con mayor vertimiento de 2024, promedió 30%. Del total vertido entre enero y octubre de 2024, el 73% fue en centrales solares FV y el 27% en centrales eólicas. El vertimiento horario se muestra en valores negativos en el panel a) de la figura, mientras que el panel b) reporta la energía vertida como porcentaje de la ERV disponible en esa hora.

En el mismo período, la generación solar de los pequeños generadores PMG y PMGD, que está exenta de participar en los vertimientos del sistema, aumentó un 30% respecto a igual periodo de 2023, con un máximo horario que superó los 2.000 MW. La generación de estas centrales fue muy similar al total de la energía vertida en el sistema, de modo que, buena parte de la generación de estas centrales fue vertida por el resto de los generadores renovables. La suma de las generaciones horarias de las centrales solares PMG y PMGD, se muestra en valores positivos en el panel a) de la figura.

Los generadores PMG y PMGD son las únicas centrales renovables que no participan en los vertimientos del sistema, contradiciendo lo indicado en el Decreto Supremo N°125, artículo N°45, el cual, expresamente establece una regla no discriminatoria en la asignación de vertimientos entre las centrales interconectadas, en palabras sencillas, todas las centrales de igual costo variable deben bajar su producción en la misma proporción. El Coordinador justifica esta regla discriminatoria, argumentando que estos generadores, al estar bajo la modalidad de auto despacho, es decir, ellos mismos programan la operación de sus centrales, se regirían por otro reglamento, de modo que no se les podría instruir modalidades de operación, salvo en situaciones de riesgo para el sistema local en donde inyectan su generación ―una situación que ha venido ocurriendo con más frecuencia en las redes de distribución―. La regla discriminatoria de vertimientos fue validada por el Panel de Expertos en sus dictámenes N°44 y N°45 de 2023³.

Con todo, entre enero y octubre de 2024, los pagos que han recibido los PMG y PMGD ya suman USD 222 millones, un 66% más que en 2023, acumulando desde 2016 más de USD 530 millones. De haberse aplicado la regla del artículo N°45, la energía compensada a estos generadores habría bajado en 20% y en 80%, en una regla eficiente que hubiese bajado primero a las renovables que son más caras para el sistema.

Más allá de los tecnicismos normativos, la regla aplicada por el Coordinador es ineficiente, pues, aumenta los costos del sistema. En efecto, su consecuencia práctica es que mientras se vierte energía en el sistema, a los pequeños generadores se les debe seguir pagando el precio estabilizado por toda su generación inyectada al sistema, en promedio, una compensación de USD 60 por cada megavatio-hora generado en 2024, recursos que, sin duda, podrían tener mejores usos. La mayor parte de estos costos son absorbidos por los clientes libres, y luego de la licitación 2023/01, adjudicada por la CNE el primer semestre de este año, estos costos también llegarán a los clientes regulados⁴.

Notas

1. 1. En Inglés Power System Curtailment.
   2. Renewable Energy Market Update, Outlook for 2023 and 2024, International Energy Agency, junio de 2023. Global Power System Transformation Consortium, What Is Power System Curtailment? noviembre 2024
   3. Cristián M. Muñoz, Vertimientos de energía renovable y los costos del Precio Estabilizado que reciben los pequeños generadores,Breves de Energía, noviembre de 2023.
   4. Cristián M. Muñoz, Notas sobre las licitaciones de energía sujeta a precios regulados, Breves de Energía, mayo de 2024.

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