A 2020 Chile tenía cerca de 3.000 MW solares fotovoltaicos y 2.100 MW eólicos en operación, y con lo declarado en construcción podía superar los 10.000 MW de generación renovable variable a fines de 2021. Ese crecimiento congestiona la red antes de que alcancen a construirse las líneas. Este documento examina una alternativa concreta: usar un sistema de almacenamiento de energía (SAE) como activo de transmisión, para aumentar la capacidad de transferencia de un corredor existente en vez de reforzarlo con obra nueva.
La tesis tiene dos partes. La primera es de método: las herramientas con que Chile evalúa estos proyectos subestiman sistemáticamente su valor. La segunda es regulatoria: aun cuando el valor se midiera bien, el reglamento vigente impide capturarlo.
Por qué los modelos por bloques no sirven aquí
Los modelos de despacho económico que representan el mes en 16 bloques —el estándar del mercado chileno— no capturan las dinámicas que importan. En la ventana de 11:00 a 16:00, cerca de un 25% de los datos de alta generación renovable de la simulación horaria no queda representado en el modelo por bloques. Tampoco representan rampas, ciclaje, mínimos técnicos ni reservas en giro, con lo que atribuyen al parque a carbón una flexibilidad que no tiene.
El efecto se propaga: la simulación por bloques subestima las congestiones del corredor de 500 kV Kimal–Polpaico y aplana la dispersión de costos marginales entre nodos. Con eso se sesgan la estimación de riesgo de contratos PPA, la necesidad de refuerzos de red y el valor de los activos flexibles. Los autores citan que, para el SEN, el ahorro de costos de operación al integrar un SAE resulta entre 3 y 7 veces mayor si se simula con modelos de Unit Commitment y con provisión simultánea de varios servicios.
Cómo el almacenamiento levanta el límite del corredor
La capacidad del corredor Kimal–Polpaico está limitada por el criterio de seguridad N-1. Un SAE de Y MW conectado aguas abajo de la congestión, que se mantiene cargado a la espera de una contingencia e inyecta cuando ocurre, permite relajar ese criterio y subir el límite en Y MW. Si además está cargando a Y MW durante las horas solares —haciendo arbitraje—, al interrumpir la carga e inyectar el efecto neto es 2Y: el límite sube al doble de la capacidad del equipo.
Sobre simulaciones horarias 2025-2039 con un SAE de 500 MW / 30 min en Polpaico, la operación multiservicio genera ahorros entre 0,5 y 25 veces mayores que la dedicada sólo a transmisión. La diferencia se vuelve crítica cuando entra el enlace HVDC Kimal–Lo Aguirre de 2.000 MVA: entre 2030 y 2035 los ahorros del caso sólo transmisión caen casi a cero, mientras el caso multiservicio se mantiene sobre los 15 millones de dólares anuales. Un activo atado a un solo servicio pierde su valor apenas ese servicio deja de necesitarse.
El nudo regulatorio
El Reglamento de Coordinación de la Operación habilita a los SAE para prestar servicios complementarios y arbitraje, y define que los saldos se traspasen a prorrata de los retiros y se consideren en el cargo único, en símil al ingreso tarifario de una línea. Pero el Reglamento de Planificación de la Transmisión —ingresado a Contraloría el 16 de junio de 2020— sólo permite al Coordinador usar los "servicios compatibles" del SAE cuando no exista una solución competitiva para esa necesidad. En interpretación de los autores, eso deja al equipo fuera del mercado de energía en la práctica y del de servicios complementarios salvo que las subastas de reservas queden desiertas.
El documento propone dos salidas: una lógica de gestación mixta, donde sólo parte del costo lo asume el cliente final y el resto queda a riesgo del desarrollador como proveedor multiservicio; o definir el servicio de transmisión como un servicio complementario, con horas, potencia, duración y tiempos de activación explícitos y esquemas competitivos para proveerlo.