A comienzos de 2023 la agenda del Ministerio de Energía planteaba dos medidas de corto plazo contra los recortes de generación eólica y solar: flexibilizar la operación del parque térmico y usar a plenitud la transmisión existente. Este documento zanja cuánto recorte evitarían realmente, con una simulación horaria de la operación de 2023 en los modelos de mediano y corto plazo de la plataforma AMEBA, sobre el parque que el Coordinador daba por operativo al 1 de marzo de 2023.
Las medidas de corto plazo no mueven la aguja
En el caso base el recorte eólico-solar de 2023 alcanza 12,3% —450 GWh eólicos y 4.412 GWh solares, casi 5.000 GWh, poco más de tres veces lo recortado en 2022—, mientras la participación eólico-solar sube a 40% desde el 28% de 2022. Las dos sensibilidades, que son cotas superiores, apenas lo corrigen:
- Sin restricciones técnicas ni de flexibilidad del parque generador —sin mínimos técnicos, costos de partida ni reservas—: 8,0%.
- Kimal–Polpaico al límite del conductor del Estudio de Restricciones de Transmisión 2022 del Coordinador: 11,5%.
Donde sí aportan es en el desacople: la diferencia horaria promedio norte-centro, de unos 45 USD/MWh en el caso base, cae a unos 25 USD/MWh en la primera sensibilidad y es mínima en la segunda.
La sobreoferta diurna es inevitable
En 2023 entran en operación cerca de 3,3 GW solares fotovoltaicos y 1,4 GW eólicos, entre PMGD y gran escala. Sumada la hidroelectricidad, desde octubre la disponibilidad renovable supera ampliamente la demanda total del SEN en horas diurnas, aun retirando las centrales a carbón.
Almacenamiento: efectivo, pero con renta decreciente
Con BESS de capacidad proporcional a los recortes de cada nodo, 1,6 GW de 4 horas bajan el recorte a 7,5% y 4,8 GW de 6 horas lo llevan a 0,5%. El problema es el ingreso: el precio capturado cae de 97,3 a 12,9 USD/MWh entre esos dos casos, porque a esos volúmenes el almacenamiento deja de ser tomador de precio y cierra la brecha día-noche del arbitraje. Con un LCOS de 4 horas sobre 100 USD/MWh, su despliegue dependerá del mercado de potencia y los servicios complementarios.