Los vertimientos de energía renovable crecen cada vez más en el Sistema Eléctrico Nacional, ante la falta de infraestructura necesaria para evacuar esta producción hacia los grandes centros de consumo. Este fenómeno podría seguir al alza, considerando que la capacidad instalada de energía solar fotovoltaica seguirá creciendo con fuerza en los próximos meses. Hace unos días, el presidente del Coordinador Eléctrico Nacional, Juan Carlos Olmedo, dio a conocer en un seminario las cifras que maneja la institución, en las que se prevé que si el próximo año entran en operación los proyectos que actualmente están declarados en construcción, se alcance una capacidad instalada del orden de 13.500 MW de parques solares fotovoltaicos, tanto en el norte como en el sur del SEN.

'Si tenemos en cuenta que la demanda del año 2024 en horario diurno oscilaría entre 10.500 MW y 11.000 MW, y considerando otros aportes de generación, se visualiza una sobreoferta de generación en esas horas en el corto y mediano plazo. A ello se debe agregar que se debe gestionar una rampa de aproximadamente 5.000 MW en tres horas cuando comienza a anochecer', comentó Olmedo a 'El Mercurio', tras el seminario. Ante esta situación, desde el operador del sistema advierten que hacia fines de este año o principios del próximo se podría ver un acoplamiento de los precios del mercado mayorista de corto plazo desde Arica a Temuco. Por lo anterior, se necesitará de más capacidad instalada, ya que en varias horas la oferta superará la demanda y deberá ser recortada o almacenada para uso en otro instante, fuera del 'bloque solar'.

'La condición de acoplamiento de precios que se visualiza en los próximos meses evidencia que la prioridad en el mediano plazo no es el desplazamiento geográfico de grandes bloques de energía, que es lo que se logra con líneas de transmisión, ni relajar el criterio de seguridad n-1 o la implementación de nuevos automatismos, ya que ello solo implicaría un traslado geográfico de los recortes y no una reducción. La prioridad para lograr una reducción de los recortes es gestionar grandes bloques de energía temporalmente durante el día, es decir, de las horas solares a la noche', asegura Olmedo. En este sentido, desde el Coordinador trabajan actualmente en un estudio de dimensionamiento y localización óptima de sistemas de almacenamiento, aunque de manera preliminar se estima que estos sitios principalmente se concentrarían en las zonas centro y norte del Sistema Eléctrico, donde se producirían los mayores recortes y oferta de generación variable en horario diurno.

Otro de los elementos que se han tomado el debate respecto a la estrategia para enfrentar los vertimientos tiene que ver con el uso de automatismos, tecnología que permitiría utilizar la mayor capacidad de la infraestructura disponible en el país. Al respecto, desde el Coordinador detallan que ya existen algunas aplicaciones de este tipo y se encuentran estudiando otras, siempre teniendo como prioridad el mantener la seguridad del sistema. De todos modos, Olmedo destaca que 'la solución no es implementar automatismos en el corredor norte-sur, dado que el exceso de oferta renovable variable en horario diurno que se espera para el mediano plazo obligaría a reemplazar recortes de generación renovable en el norte por recortes renovables en la zona central, principalmente del tipo PMGD (generación de pequeña escala), sin resolver el problema de recortes, pero degradando considerablemente la seguridad del sistema'.