Seguramente todas las personas hemos visto alguna vez la imagen de una central hidroeléctrica soltando millones de metros cúbicos de agua a través del vertedero de su presa. Pero ¿por qué ocurre esto? Bueno, usualmente, por tener un exceso de caudal no previsto en la planificación operativa o por restricciones en el sistema eléctrico.
Recientemente, el término vertimiento también se ha comenzado a utilizar para describir lo que sucede en las centrales solares y eólicas cuando se debe limitar su generación de energía debido a la falta de capacidad del sistema de transmisión, o por las limitaciones operativas. La metáfora sugiere que estamos ‘desperdiciando’ sol y viento al restringir la generación y no poder aprovechar toda la energía, dejando que siga su curso en la naturaleza sin ser utilizada.
¿Cuánta energía se deja de aprovechar?
El vertimiento de energía en las centrales eólicas y solares no es algo nuevo. Este proceso suele ocurrir en varios países donde el crecimiento de estas fuentes de energía no ha ido acompañado de un crecimiento proporcional a la capacidad de transmisión, y/o cuando la demanda no acompaña la generación eléctrica.
Por ejemplo, en el Reino Unido, la limitación a la generación de energía comenzó a darse hace 15 años, y actualmente, cerca del 20% de la energía eólica generada en el norte no es aprovechada por restricciones de transmisión hacia el sur, donde se concentran los principales centros de demanda. En California, el sistema interconectado (CAISO, por sus siglas en ingles) ha experimentado un aumento en las restricciones a la generación de energía desde 2019, principalmente de origen solar. Solo en 2022, se restringió la generación de 2,4 TWh de plantas solares y eólicas, representando un aumento del 63% en comparación con 2021 y esto debido a limitaciones en el sistema de transmisión.
En América Latina y el Caribe, el tema ha comenzado a ganar relevancia, particularmente en los países que han implementado políticas exitosas para fomentar el desarrollo solar y eólico, pero que no han logrado desarrollar el sistema de transmisión al mismo ritmo. En Chile, las restricciones representaron 9,72% de la producción neta de generación renovable en 2023, y en el primer trimestre de 2024 ya alcanzaron 18,7%. En Brasil, la restricción a la generación llegó a cerca del 10% en energía eólica y 17% en energía solar en diciembre de 2024 y con una tendencia creciente.
¿Quién asume el costo de la energía que no se aprovecha?
La restricción a la generación representa un costo para el sistema, ya que la energía no generada por las centrales renovables —energía de costo marginal cero, por definición— debe ser provista al sistema por otras fuentes (usualmente térmicas o hidroeléctricas de embalse, con un costo mayor a cero) para cubrir las necesidades de demanda.
Además del costo de generación adicional, surge la pregunta ¿quién debería asumir el costo de la energía que no se aprovechó? Esto depende de los arreglos regulatorios. Puede ser el dueño de la central, quien pierde el ingreso directamente, o el sistema. Por ejemplo, en algunos países el mercado paga a las centrales un monto de compensación por la energía que no pudo generarse si la restricción se debe a limitaciones del sistema, costo que al final también es traspasado a los usuarios.
En Brasil, por ejemplo, la compensación a los generadores se concede únicamente cuando la restricción ocurre debido a una indisponibilidad del sistema de transmisión que supera una cantidad de horas definida anualmente. El mercado brasileño no compensa a los generadores si la generación se limita por necesidades de confiabilidad del sistema, o porque la generación excedió la demanda. La compensación financiera por las restricciones a la generación de energía eólica y solar en América Latina aún está en fase de desarrollo. Con excepción de Brasil, donde ya existe una regulación definida al respecto, otros países de la región aún no han establecido mecanismos claros para esta compensación.
Este tema debe analizarse en detalle, ya que las decisiones regulatorias relacionadas con la compensación de las restricciones de la generación pueden influir en la viabilidad de las inversiones en energías renovables, impactando los flujos financieros y la percepción de riesgo de los desarrolladores.
¿Cómo resolver el vertimiento, y hasta qué punto?
Las restricciones a la generación de energía pueden mitigarse técnicamente mediante diversas estrategias que implican la expansión de infraestructura y adecuación regulatoria para lograr un mejor balance entre oferta y demanda. Entre las principales estrategias se incluyen:
- Incrementar la capacidad de transmisión desde los puntos que conectan la generación con la demanda. Si bien esta sería la solución técnica “ideal”, puede no ser inmediata, dado el tiempo que requieren la obtención de permisos y la construcción de las líneas. La capacidad también puede aumentarse mediante el cambio de los conductores (recableado), o el uso de tecnologías que permiten incrementar los flujos en las redes existentes (Grid Enhancing Technlogies), las cuales suelen tomar menor tiempo en instalarse que una nueva línea.
- El almacenamiento de energía también ofrece una solución en los momentos de alta generación, poniendo a disposición la energía en las horas de alta demanda. Esto puede ser viable como proyectos híbridos (generación y almacenamiento como una sola inversión), o en proyectos de almacenamiento “stand-alone” que operan en un mercado. Para este segundo tipo, es necesario que la regulación permita el arbitraje, o brinde incentivos para la flexibilidad.
- Gerenciamiento del lado de la demanda para incentivar que esta demanda aproveche la energía que sería vertida, por ejemplo, en industrias electro intensivas, centros de cómputo y almacenamiento térmico, que puedan reaccionar a las señales de precio. Es fundamental implementar mecanismos de respuesta de la demanda no solo para grandes consumidores, sino también para los usuarios de baja tensión. Para ello, es necesario desarrollar diseños de mercado adecuados e invertir en medidores inteligentes que faciliten la integración y optimización del consumo en tiempo real.
- Comercialización de excedentes energéticos en mercados vecinos Cuando la limitación de generación se deba a que la generación excede la demanda, la comercialización de energía con países vecinos permitiría acomodar los excedentes, reduciendo la restricción. Como ejemplo, en el CAISO el mercado en tiempo real permite que participantes fuera del sistema compren y vendan energía para equilibrar la oferta y la demanda, y en 2022, más de 10% del vertimiento pudo ser evitado gracias a estas transacciones. Para aplicar esta solución, son necesarios arreglos regulatorios e infraestructura de interconexión.
Desde una perspectiva de planificación, es posible identificar un nivel óptimo de vertimiento, considerando el costo total del sistema. En ciertos casos puede ser más eficiente, desde el punto de vista del óptimo global, permitir cierto grado de restricciones a la generación de energía en lugar de sobredimensionar excesivamente la infraestructura de transmisión, lo que resultaría en un costo mayor para el sistema. Para determinar este nivel, son necesarios estudios detallados, y ajustes en el diseño de mercado que no inviabilicen las inversiones en energía renovable, como mencionamos antes.
Esto es solo el comienzo
En América Latina y el Caribe, el vertimiento de energía es un tema que no podemos ignorar. Países como Chile y Brasil ya muestran cifras significativas, lo que refleja que el crecimiento acelerado de las energías renovables no ha sido acompañado por una expansión proporcional de la transmisión ni por ajustes regulatorios adecuados. Es previsible que países que adopten estrategias de desarrollo de energía eólica y solar enfrenten desafíos similares en los próximos años.
Resolver este desafío requerirá de la construcción de más infraestructura de transmisión, y de la exploración de soluciones como el almacenamiento, la flexibilidad en la demanda y oferta, y las Grid Enhancing Technologies. Cada una de estas estrategias requieren de una mejora en la planificación de largo plazo, que debe prever la expansión de la transmisión y/o el almacenamiento, y una adecuación de los modelos regulatorios y de mercado para dar los incentivos adecuados.
El reto final será encontrar el equilibrio entre el costo de expandir la red y el nivel de restricciones aceptables para el sistema. Esto nos obliga a reflexionar sobre cómo planificamos nuestras redes y regulamos los mercados, asegurando que las inversiones sean viables y que podamos aprovechar al máximo el enorme potencial renovable de la región.
Leave a Reply