La normativa chilena reconoce el aporte de cada tecnología a la suficiencia con heurísticas. Para eólica y fotovoltaica, la regla es el mínimo entre el menor factor de planta anual de los últimos cinco años y la contribución promedio en las 52 horas de punta del año en curso. Esa mecánica se quiebra cuando aparece el almacenamiento: una planta fotovoltaica que carga una batería justamente en horas de punta —y que por lo tanto se acopla mejor con la demanda neta— recibe un reconocimiento de 0 MW, pese a que el conjunto responde mejor ante eventos de escasez que la planta sola.
Este documento discute si los métodos probabilísticos pueden zanjar ese problema, y qué habría que definir antes de aplicarlos en Chile. ELCC (Effective Load Carrying Capability) mide cuánta demanda adicional admite el sistema al incorporar una central manteniendo el nivel de confiabilidad previo; ECP (Equivalent Conventional Power) busca la central térmica equivalente que la reemplazaría sin alterar ese nivel. Ambos son agnósticos a la tecnología y se apoyan en métricas de confiabilidad como LOLP, LOLE o EENS.
Lo que muestran las estimaciones al 2025
SPEC simuló el Sistema Eléctrico Nacional al 2025 con un LOLE objetivo de 7,6 horas/año, hidrología según los registros de los últimos 60 años, perfiles renovables de los últimos cinco años y agrupamiento de centrales con al menos 300 MW acumulados. Bajo ELCC marginal, el reconocimiento fotovoltaico cae a 1,7% de la potencia máxima, frente al 16% referencial de 2019, mientras las unidades de embalse suben de 49% a 89%, las eólicas de 15% a 22% y las de pasada de 48% a 59%; las térmicas se mantienen en 77%.
La causa está en dónde se concentra el riesgo: la probabilidad de pérdida de carga se agrupa entre mayo y agosto, en la ventana de 19 a 23 horas, por menor agua embalsada y menor generación solar. Con unos 6.400 MW fotovoltaicos instalados, el sistema queda muy confiable en horas de sol. Aporte marginal casi nulo no significa aporte nulo: medido como ELCC promedio, el parque fotovoltaico completo contribuye cerca del 13% de su capacidad instalada.
Interacciones que complican el diseño
El ejercicio detecta rendimientos decrecientes del almacenamiento: a mayor penetración de sistemas de almacenamiento, su propio ELCC marginal converge a valores cercanos a cero, mientras el reconocimiento de los proyectos fotovoltaicos aumenta hasta niveles en torno al 10%. También aparece sensibilidad al agua embalsada y al mes de mantenimiento: una unidad térmica fuera de servicio en los meses de mayor LOLP recibe menos reconocimiento.
Lo que el documento recomienda definir
- Una métrica y un objetivo de confiabilidad explícitos, sea por decisión regulatoria —como el criterio one-in-ten de Estados Unidos, LOLE de 2,4 horas/año— o por la vía económica que sigue ENTSO-E, combinando VOLL y CONE.
- Si la acreditación usa ELCC marginal, que da la señal correcta sobre la necesidad de nueva capacidad pero cae rápido y de forma volátil, o ELCC promedio, más estable pero con riesgo de sobrevalorar y sobrecompensar.
- Reglas de modelación: representación de embalses en serie, convenios de riego y usos no eléctricos, clusterización de unidades, límites de convergencia de Monte Carlo y granularidad que equilibre precisión, carga computacional y simplicidad administrativa.