Escuela de Ingeniería Eléctrica Facultad de...

Informe Proyecto de Título de Ingeniero Civil Eléctrico

Alejandro Sebastián Paz Reinoso

Dimensionamiento óptimo y análisis técnico económico de un Sistema de

Almacenamiento de Energía

Escuela de Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería

Valparaíso, 09 de mayo de 2018

Alejandro Sebastián Paz Reinoso

Informe Final para optar al título de Ingeniero Civil Eléctrico,

aprobada por la comisión de la

Escuela de Ingeniería Eléctrica de la

Facultad de Ingeniería de la

Pontificia Universidad Católica de Valparaíso

conformada por

Sr. Jorge Eduardo Mendoza Baeza

Profesor Guía

Sr. Daniel Edgardo Llanos Mellado

Segundo Revisor

Sr. Sebastián Fingerhuth Massmann

Secretario Académico


Dimensionamiento óptimo y análisis técnico económico de un Sistema de Almacenamiento de Energía

Dedicado a mis padres que han sido el pilar fundamental durante mi carrera.

Agradecimientos Por medio del presente espacio, es mi deseo dejar por escrito mis sinceros agradecimientos para

todos aquellos que de una u otra manera aportaron en la etapa final de mi carrera, en este

proyecto de título, y a lo largo de toda mi carrera profesional.

Agradezco a los profesores de la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la PUCV, quienes me formaron

académicamente.

Agradezco a mis padres y hermano, por brindarme el apoyo de una familia unida a lo largo de mi

carrera universitaria.

Agradezco a mis amigos, y a mi polola, por estar siempre presentes en la recreación y en los

estudios.

Agradezco a mi profesor guía, quién siempre tuvo la disposición para guiarme.

Agradezco a mi profesor correferente, y a la empresa desarrolladora global de ERNC a gran escala

por hacerme partícipe en la presente investigación y por permitir desarrollar mi pasión por las

energías renovables mediante sus proyectos.


Alejandro Paz

Resumen En Chile una de las principales metas de energía es que al año 2035 al menos el 60% de la

generación eléctrica nacional provendrá de energías renovables, y al año 2050 al menos el 70% de

generación será también renovable. Esta importante transición hacia una matriz energética

renovable supondrá un nuevo reto: Almacenar la energía.

El reto de reducir la variabilidad de estas fuentes de energía renovables, debido a la intermitencia

propia de su naturaleza, supondrá además un desafío importante para el equilibrio del Sistema

Eléctrico Nacional y el suministro continuo de electricidad. Dentro de las medidas que permitirán

responder a dichos retos se encuentra la implementación de nuevas tecnologías denominadas

Sistemas de Almacenamiento de Energía.

En el contexto anterior, el objetivo del presente trabajo es realizar el estudio del estado del arte,

regulatorio, técnico y económico de los Sistemas de Almacenamiento de Energía, analizando las

diversas tecnologías existentes y en desarrollo en el mercado, con el objeto de analizar y evaluar

su implementación en un proyecto real.

De esta forma, por medio de este trabajo se propone un método de Programación Lineal Entera

Mixta (MILP) para obtener el dimensionamiento óptimo de un Sistema de Almacenamiento de

Energía y así evaluar su integración en la operación comercial de un proyecto de generación de

la empresa, inserto en el Mercado Eléctrico Chileno.

Palabras claves: sistemas de almacenamiento de energía, optimización, energías renovables,

programación lineal entera mixta.

Abstract One of the principal energy goals of the Chile’s Energy Policy for 2035 is that at least 60% of the

electricity generated in Chile should come from Renewable Energy Sources (RES), and by the year

2050, the RES should constitute 70% of the electricity generation matrix. This important transition

towards a renewable energy matrix will raise new challenges, such as electrical energy storage.

The challenge of reducing the variability of these renewable energy sources, due to the inherent

intermittency of its nature, it will be an important challenge for the balance of the National

Transmission System and the continuity of the electricity supply. Among the measures to be

taken to meet those challenges, there would be the implementation of new technologies called

Energy Storage Systems (ESS).

In the above context, the general objective of this thesis work is to carry out regulatory, technical

and economic studies on different state–of–the-art Energy Storage Systems in order to analyze

the different existing Energy Storage technologies and those in development stage in the market

and evaluate their implementation in a real project.

In light of this research, a mixed-integer linear programming methodology is proposed to obtain

the optimal sizing for an Energy Storage System and thus to evaluate its introduction into the

commercial operation of the company’s energy projects that operates in the Chilean Electricity

Market in order to maximise the operational profits.

Key words: energy storage system, sizing optimization, renewable energy,

mixed –integer linear programming (MILP).

Índice general Introducción ................................................................................................................. 1

Objetivos generales ............................................................................................................................. 3 Objetivos específicos .......................................................................................................................... 3

1 Sistemas de Almacenamiento de Energía .............................................................. 4 1.1 Descripción de los sistemas de almacenamiento de energía ................................................... 4 1.2 Tipos de almacenamiento de energía ......................................................................................... 4

1.2.1 Almacenamiento de energía mecánica ............................................................................ 5 1.2.2 Almacenamiento de energía electroquímica ................................................................... 9 1.2.3 Almacenamiento de energía química ............................................................................. 15 1.2.4 Almacenamiento de energía eléctrica ............................................................................ 17 1.2.5 Almacenamiento de energía térmica .............................................................................. 19

1.3 Comparación Técnica de los Sistemas de Almacenamiento de Energía ............................... 21 1.3.1 Interconexión a la Red de los ESS ................................................................................... 25

2 Análisis Regulatorio de los Sistemas de Almacenamiento de Energía .............. 26 2.1 Marco regulatorio nacional ........................................................................................................ 26

2.1.1 Ley 20.936/2016 ................................................................................................................ 27 2.1.2 Decreto 128/2016 ............................................................................................................. 27 2.1.3 Normas Técnicas .............................................................................................................. 28 2.1.4 Reglamentos en tramitación ........................................................................................... 28

2.2 Marco regulatorio internacional ............................................................................................... 34 2.2.1 IEC Standards ................................................................................................................... 34 2.2.2 IEEE Standards ................................................................................................................. 35

3 Aplicaciones de los Sistemas de Almacenamiento de Energía .......................... 36 3.1 Integración de Energías Renovables ......................................................................................... 36

3.1.1 Mejora en el Perfil de Potencia ........................................................................................ 37 3.1.2 Disminución del Vertimiento de ERNC .......................................................................... 39 3.1.3 Participación de ERNC en Servicios Complementarios ............................................... 40 3.1.4 Casos de Estudio ............................................................................................................... 40

3.2 Aplicaciones en la generación convencional ........................................................................... 41

Índice general

3.2.1 Arbitraje de Energía .......................................................................................................... 42 3.2.2 Servicios Complementarios ............................................................................................. 42 3.2.3 Caso de Estudio ................................................................................................................ 44

3.3 Aplicaciones ESS en la Transmisión y Distribución (T&D) ..................................................... 45 3.3.1 Alivio de Congestiones ..................................................................................................... 45 3.3.2 Desfase de Inversiones ..................................................................................................... 45 3.3.3 Caso de Estudio ................................................................................................................ 46

4 Análisis Económico de los Sistemas de Almacenamiento de Energía .............. 47 4.1 Identificación de proveedores ................................................................................................... 47 4.2 Costos de Inversión..................................................................................................................... 48 4.3 Modelo de Negocio para un Sistema de Almacenamiento de Energía .................................. 49

4.3.1 Venta de energía y potencia mediante Contratos de Suministro ................................ 50 4.3.2 Prestación de Servicios Complementarios SS.CC. ........................................................ 53

5 Aplicación a un proyecto real de Generación Renovable .................................. 54 5.1 Otras consideraciones ................................................................................................................ 57

5.1.1 Sistema de Almacenamiento de Energía a implementar .............................................. 57 5.1.2 Costo Marginal de Energía (CMg) ................................................................................... 58 5.1.3 Potencia de Suficiencia .................................................................................................... 59

5.2 Modelo de optimización del sistema ........................................................................................ 60 5.2.1 Descripción del problema de optimización ................................................................... 60 5.2.2 Revisión Bibliográfica ...................................................................................................... 60 5.2.3 Metodología propuesta .................................................................................................... 64 5.2.4 Formulación del problema de optimización ................................................................. 65

5.3 Análisis y Resultados ................................................................................................................... 68 5.3.1 Caso Eólico ........................................................................................................................ 68 5.3.2 Caso Solar: PPA Bloque 2-B ............................................................................................. 76 5.3.3 Caso Solar: PPA Bloque 24/7 ........................................................................................... 84

5.4 Resumen del capítulo ................................................................................................................. 92

6 Evaluación Económica de los Casos de Estudio ................................................. 94 6.1 Caso Eólico .................................................................................................................................. 95

6.1.1 Esquema de Operación A ................................................................................................. 96 6.1.2 Esquema de Operación B (Arbitraje) .............................................................................. 96

6.2 Caso Solar 2-B ............................................................................................................................. 97 6.2.1 Esquema de Operación A ................................................................................................. 97 6.2.2 Esquema de Operación B (Arbitraje) .............................................................................. 98

6.3 Caso Solar: PPA Bloque 24/7 ...................................................................................................... 99 6.3.1 Esquema de Operación A ................................................................................................. 99 6.3.2 Esquema de Operación B (Arbitraje) ............................................................................ 100

6.4 Sensibilidades para el esquema de Arbitraje .......................................................................... 101

Discusión y conclusiones ........................................................................................ 103

Índice general

Bibliografía ............................................................................................................... 107

1

Introducción Los sistemas de almacenamiento de energía eléctrica hoy en día están emergiendo como una gran

tecnología predominante, alcanzando un crecimiento cada vez más en alza en los grandes

sistemas y redes eléctricas a gran escala. Con dicho crecimiento, estas tecnologías están

empezando a tomar un mayor rol en la cadena de valor en los Sistemas Eléctricos, permitiendo la

gestión de la energía al adaptar las curvas de producción a las curvas de demanda de la energía

eléctrica.

El almacenamiento de energía eléctrica se puede definir como la capacidad de ciertas tecnologías

de absorber la energía eléctrica, almacenarla por un periodo de tiempo, y posteriormente ser

capaz de liberarla para suministrar esa energía a través del desplazamiento del tiempo, con el fin

de optimizar el balance entre la generación y demanda de la energía eléctrica. De esta forma, la

participación de tecnologías de almacenamiento en el Mercado Eléctrico permitirá cubrir la

demanda de energía en horarios punta con el beneficio de reducir el costo de la energía en dichos

horarios, además de mejorar la confiabilidad de los sistemas eléctricos y la capacidad operativa

de la red eléctrica.

Estos sistemas de almacenamiento de energía comienzan a dar sus primeras luces en el siglo XIX,

donde la invención de la convencional batería de plomo-ácido en el año 1859 por el físico francés,

Gaston Planté, marca un inicio en la historia del Almacenamiento de la Electricidad.

Las nuevas tecnologías han ido surgiendo desde aquel suceso, siendo en el año 1890 donde en

Suiza se comenzó a utilizar la primera Central de Bombeo, conocida por sus siglas en inglés PHS,

y que en la actualidad lideran en las tecnologías de almacenamiento de electricidad con más de

169 GW en operación a lo largo del mundo. [1]

El desarrollo posterior de la industria del suministro eléctrico, permitió una seguidilla de

innovadoras tecnologías en el almacenamiento. En el año 1970 fueron desarrolladas las baterías

de Ion-Litio, mientras que el primer sistema de almacenamiento de Aire Comprimido, conocido

por sus siglas en inglés CAES, fue construido en Huntorf, Alemania, un año más tarde en 1971.

Nuevas tecnologías han sido desarrolladas, en 1985 el primer Sistema Flywheel de

Almacenamiento fue implementado en Japón, capaz de entregar 160 MW de potencia

por 30 segundos como tiempo de descarga de energía. [2]

Introducción

2

En Chile el primer sistema de almacenamiento de energía comenzó a operar en el año 2011,

mediante un sistema de baterías de Ion-Litio de 20 MW de capacidad instalada, capaz de entregar

hasta 5 MWh de energía de reserva en giro para proveer de soporte a la regulación de frecuencia

del suministro eléctrico. Hoy en el mundo, nos asombra la gran mega batería instalada por Tesla

en Australia del Sur, que en menos de 100 días logró la puesta en servicio del conjunto de baterías

Tesla Powerpack de 100 MW de capacidad instalada, capaz de proveer 129 MWh de energía e

integrar la energía renovable del Parque Eólico Hornsdale para así brindar estabilidad y mayor

confiabilidad a la red eléctrica de Australia del Sur ante los reiterados apagones en la calurosa

zona.

Es así como el despliegue a gran escala de diversos proyectos de almacenamiento de energía ya

han sido anunciados a lo largo del mundo, y en Chile ya no sólo se habla de baterías de Ion-Litio,

sino que también de tecnologías de almacenamiento térmico mediante sales fundidas, como el

caso de Cerro Dominador, y el almacenamiento hidráulico de bombeo de Valhalla, esperan

explotar el gran potencial solar en el norte de Chile y facilitar así la máxima penetración de las

energías renovables en el Sistema Eléctrico Nacional.

Si bien hoy en día, la generación eléctrica mediante ERNC está asociada a una generación variable

debido al carácter intermitente del recurso primario, entre las que se encuentran la solar y la

eólica, que gracias al almacenamiento de la energía de estas fuentes, les permitirá poder entregar

energía al suministro eléctrico incluso en horarios de ausencia de sus recursos para poder generar

electricidad naturalmente, y que además de ello, permitirá optar a nuevas oportunidades

de negocios con la participación de las renovables en el mercado de servicios complementarios.

En dicho contexto, el presente proyecto de título desarrolla una visión presente y futura de los

Sistemas de Almacenamiento de Energía, abarcando los aspectos técnicos, regulatorios y

económicos; proponiendo una metodología de análisis para su integración en Centrales

Renovables.

Introducción

3

Objetivos generales

Realizar el estudio del estado del arte, análisis regulatorio, técnico y económico de

Sistemas de Almacenamiento de Energía con el objeto de proponer una metodología

para el análisis y evaluar su implementación en un proyecto real.

Objetivos específicos

Estudiar el estado de desarrollo de las diversas tecnologías de Sistemas de

Almacenamiento de Energía existentes en el Mercado.

Revisar el marco regulatorio aplicable a los Sistemas de Almacenamiento de Energía.

Proponer una metodología para la evaluación del dimensionamiento óptimo de un

Sistema de Almacenamiento de Energía en un proyecto real de generación renovable.

Aplicar la metodología propuesta en un proyecto real.

Realizar análisis y evaluación económica de los proyectos de generación renovable en

estudio.

4

1 Sistemas de Almacenamiento de Energía En el presente capítulo se describen los Sistemas de Almacenamiento de Energía, clasificándolos

en función de su fuente de energía primaria.

1.1 Descripción de los sistemas de almacenamiento de energía

Un sistema de almacenamiento de energía o Energy Storage System (ESS) es definido como un

conjunto de tecnologías capaces de absorber energía eléctrica generada previamente,

almacenarla durante un período de tiempo, y a partir de entonces ser capaz de despachar esa

energía en un momento posterior. [3]

Estas tecnologías pueden almacenar la energía en diferentes formas, tales como sistemas de

baterías BESS que utilizan conversión electroquímica a través de celdas de distintas químicas,

almacenamiento de energía mecánica mediante aire comprimido, condensadores de doble capa,

almacenamiento térmico de sales fundidas, sistemas de almacenamiento mediante Centrales

Hidráulicas de Bombeo, entre otras tecnologías ESS.

Cada una de estas formas de almacenamiento de energía son parte de una amplia variedad de

tecnologías actualmente disponibles en el mercado y otras en desarrollo, las cuales se describirán

en detalle en la siguiente sección, abarcando características técnicas y los principios de

funcionamiento para cada sistema, junto a la descripción de su específico campo de aplicación.

1.2 Tipos de almacenamiento de energía

Una clasificación ampliamente utilizada para los Sistemas de Almacenamiento de Energía es la

determinada según la forma de energía necesaria para permitir su almacenamiento.

En la Figura 1-1, se muestra la clasificación de la IEC de los sistemas de almacenamiento de

energía eléctrica, los cuales son clasificados en función de su fuente de energía primaria:

Almacenamiento de energía mecánica, electroquímica, química, eléctrica y energía térmica.

1 Sistemas de Almacenamiento de Energía

5

Figura 1-1 Clasificación de los ESS según la forma de energía utilizada (fuente: IEC)

Estas cinco grandes categorías en la cual se clasifican los distintos tipos de Sistemas de

Almacenamiento de Energía, junto a la descripción en detalle de las principales tecnologías para

cada uno se describen a continuación.

1.2.1 Almacenamiento de energía mecánica

Los sistemas de almacenamiento mediante energía mecánica se caracterizan por convertir

energía eléctrica en energía mecánica para almacenamiento, involucrando cambios en la energía

potencial y/o cambios en la energía cinética del sistema. Este tipo de almacenamiento incluye

tres tecnologías: Hidráulica de Bombeo, Aire Comprimido y Volante de Inercia.

1.2.1.1 Central Hidráulica de Bombeo

Los sistemas de almacenamiento de Hidráulica de Bombeo, también conocidos como PHS por

sus siglas en inglés Pumped Hydro Storage, es una de las tecnologías que han alcanzado mayor

madurez a nivel global, de hecho, su utilización representa cerca del 96% de la capacidad

instalada de los sistemas de almacenamiento existentes a nivel mundial, con sobre 169 GW en

operación a lo largo del mundo [1].

El principio de funcionamiento de estos sistemas consiste en el almacenamiento de energía en

forma potencial mediante dos depósitos de agua a diferentes alturas. El proceso se inicia en las

horas de baja demanda, donde se bombea agua desde un depósito inferior para almacenarla en

un depósito de agua de mayor altitud. Posteriormente cuando la energía es requerida, el agua se

libera por una zona de caída a gran velocidad desde el depósito superior al depósito inferior

accionando una turbina en su paso para así producir la energía eléctrica. Una representación

conceptual de un sistema de almacenamiento de bombeo se muestra en la Figura 1-2.


6

Figura 1-2 Representación conceptual de un sistema PHS (fuente: Clean Balance Power)

Las principales características y ventajas de un sistema Hidráulico de Bombeo se

describen a continuación:

o Es una tecnología líder por su alto rango de potencia entre 100 MW y 4000 MW

con una gran capacidad de almacenamiento.

o Posee un rango de eficiencia entre 70% y 80%. [4]

o Puede ser capaz de descargar la energía almacenada, de varias horas a días.

o Tiene una larga vida útil, superior a los 50 años.

Dentro de las desventajas de un sistema PHS se identifican:

o Restricciones geográficas para la instalación de estos sistemas debido a las

limitaciones topográficas.

o Tecnología de alto costo de inversión inicial.

o Los tiempos de respuesta se extienden de segundos a minutos.

La aplicación primaria para un sistema hidráulico de bombeo incluye el almacenamiento de largo

plazo como reserva de emergencia, generación de electricidad y dar flexibilidad a la red.

En Chile se encuentra un importante proyecto en etapa de espera de decisión de construcción

utilizando este tipo tecnología: Corresponde a la central hidráulica de bombeo Espejo de

Tarapacá perteneciente a la empresa Valhalla; la cual con 300 MW de potencia instalada, es una

destacada iniciativa que fue seleccionada a nivel mundial para recibir financiamiento del Fondo

Verde del Clima de la ONU [5], adjudicándose US$ 49 millones para concretar el proyecto que

permitirá almacenar energía solar 24/7 por medio de una central hidráulica de bombeo que

operará con agua de mar y que se espera entre en operación el año 2021.


7

1.2.1.2 Almacenamiento por Aire Comprimido

Los sistemas de almacenamiento por aire comprimido, también conocidos como CAES por sus

siglas en inglés Compressed Air Energy Storage, han estado comercialmente presentes desde el

año 1978. Actualmente existen diez proyectos en operación, con una capacidad instalada que

alcanza cerca de los 600 MW en el mundo. [1]

El principio de funcionamiento de estos sistemas consiste en la utilización de la energía eléctrica

en los escenarios de baja demanda para a través de un compresor poder comprimir el aire

disponible y así almacenar la energía mediante cavernas subterráneas o depósitos modulares. El

proceso, cuando es requerido, continúa al liberar el aire comprimido para calentarlo y expandirlo

por medio de turbinas de gas de alta y baja presión, que convierten la energía acumulada en

electricidad a través de un generador. En la Figura 1-3, se muestran los distintos componentes de

un sistema de almacenamiento de aire comprimido CAES.

Figura 1-3 Representación conceptual de un sistema CAES (fuente: www.sc.ehu.es)

Las principales características y ventajas de un sistema CAES se describen a continuación:

o Es la segunda tecnología con un alto rango de potencia entre 100 MW y 300 MW

con una gran capacidad de almacenamiento.

o Conserva una duración en la descarga de energía, de hasta 24 horas.

o Tiene una vida útil superior a los 25 años.

Dentro de las desventajas de un sistema de aire comprimido se identifican:

o Restricciones geográficas para la instalación de las cavernas subterráneas de

estos sistemas debido a las limitaciones topográficas.

o Baja rango de eficiencia, entre 45% y 75%.

o Elevado tiempo de respuesta, de 5 a 15 minutos.

o Requiere quema de gas natural para compensar pérdidas de calor.

La aplicación primaria para un sistema CAES incluye el almacenamiento de largo plazo y el dar

soporte a la red de transmisión y distribución.


8

1.2.1.3 Volante de Inercia

Los sistemas de almacenamiento de volante de inercia son una tecnología comercialmente

disponible desde 1970, y que actualmente alcanzan los 900 MW en operación en el mundo. [1]

El principio de funcionamiento del Volante de Inercia consiste en un cilindro masivo que gira a

una altísima velocidad constante entre 20.000 a 50.000 rpm, proporcionada por un motor

eléctrico al cual se encuentra conectado. De esta forma, la energía es almacenada en la masa del

volante de inercia en forma de energía rotacional cinética, gracias a la inercia generada en su

movimiento y al casi nulo rozamiento que se consigue entorno a la masa en suspensión permitida

por el sistema de levitación magnética y rodamientos radiales que la sostienen. Posteriormente

cuando la energía es requerida, ésta se libera desacelerando el rotor del volante de inercia, y

devolviendo así la energía cinética a la maquina eléctrica, esta vez operando como generador para

producir corriente eléctrica. Los principales componentes y la representación gráfica de este

sistema se observan en la Figura 1-4.

Figura 1-4 Representación gráfica de un Volante de Inercia (fuente: www.beaconpower.com)

Las principales características y ventajas de un sistema FES se describen a continuación:

o Posee un alto rango de eficiencia entre 80% y 90%.

o Rápida capacidad de respuesta, tan solo segundos.

o Tiene una excelente estabilidad de ciclo, hasta un orden de 107 ciclos.

o Requiere de poco mantenimiento.

o Tiene una vida útil entre 15 y 20 años.

Dentro de las desventajas de un sistema FES se identifican:

o Alto nivel de autodescarga, de 0 a 100%.

o Presenta una baja densidad de energía, entre 5 y 30 (Wh/kg)

o Tiene un bajo rango de potencia, hasta 200 MW.

o Alto costo de inversión inicial.

La aplicación primaria para un sistema Volante de Inercia incluye el almacenamiento de corto

plazo y el control primario de frecuencia.


9

1.2.2 Almacenamiento de energía electroquímica

Los sistemas de almacenamiento mediante energía electroquímica, también conocidos por las

siglas en inglés BESS, se caracterizan por convertir energía eléctrica en energía electroquímica

mediante baterías a gran escala de distinta composición química. De acuerdo con su tecnología,

estos sistemas se pueden dividir en dos grupos: Baterías secundarias y baterías de flujo.

1.2.2.1 Baterías de Plomo-Ácido

Los sistemas de almacenamiento a través de Baterías de Plomo-ácido, son la tecnología más

antigua existente desde mediados del año 1800, y por tanto la de mayor madurez a nivel global.

Actualmente representa cerca del 0,04% de la capacidad instalada de los sistemas de

almacenamiento existentes a nivel mundial, con 74 MW en operación a lo largo del mundo. [1]

El principio de funcionamiento de estos sistemas consiste en la transformación de la energía

eléctrica en energía electroquímica mediante un proceso químico reversible llamado

“Reducción-oxidación”. En su nivel más básico, estas baterías están compuestas por una o más

celdas electroquímicas, con un voltaje nominal de 1.2 V cada una, que contienen un terminal

positivo o cátodo, y un terminal negativo o ánodo. Estas celdas se encuentran sumergidas en una

disolución conductora de electricidad denominada electrolitos, que permiten a los iones moverse

entre los electrodos y los terminales, permitiendo el flujo de la corriente de la batería.

Las principales características y ventajas de un sistema de baterías de plomo-ácido se


o Esta tecnología ofrece una gran madurez tecnológica.

o Posee un rango de eficiencia entre 75% y 90%.

o El tiempo de respuesta es menor a 1 segundo.

o El 70% de los materiales de la batería pueden ser reciclados.

Dentro de las desventajas de este sistema se identifican:

o Peligroso contenido de plomo y ácido, dañino para el medioambiente, sin una

adecuada manipulación.

o La temperatura de operación óptima es de 25°C, mientras que su rendimiento

se ve afectado negativamente ante temperaturas extremas.

o Las baterías alcanzan una vida útil de 2.000 ciclos de carga y descarga,

equivalentes entre 3 y 10 años de operación.

o Posee una de las más bajas densidades energéticas de las baterías

electroquímicas, entre 50 y 80 Wh/litro.

El Decreto Supremo N° 148/2003 del Ministerio de Salud le otorga a las baterías de plomo ácido

la característica tóxica-corrosiva de residuo peligroso, por lo que su manejo y disposición final

debe realizarse en cumplimiento con dicho reglamento. La empresa Recicladora Ambiental

RAM – Recimat es la única entidad autorizada en nuestro país para el tratamiento adecuado de

residuos peligrosos industriales como las baterías, y es mediante al reciclaje que el 70% de la

batería es reutilizado en tres subproductos: Plomo en lingotes, plástico y electrolito.


10

La aplicación primaria para un sistema de baterías de plomo-ácido es el respaldo de emergencia

en la industria eléctrica y de telecomunicaciones.

1.2.2.2 Baterías de Ion-Litio

Los sistemas de almacenamiento a través de baterías de Ion-litio son la tecnología de mayor

crecimiento en aplicaciones a gran escala y de electro movilidad. Actualmente existen alrededor

de 460 proyectos a nivel global, alcanzado una capacidad instalada de 1.3 GW en sistemas de

almacenamiento de este tipo operando a lo largo del mundo [1].

El principio de funcionamiento de estos sistemas se basa en la transformación de energía

electroquímica en energía eléctrica mediante el proceso químico reversible de “Reducción-

oxidación”. Las baterías de Ion-litio están compuestas por una o más celdas electroquímicas de

litio, donde el voltaje nominal es de hasta 3.7 V por celda. La representación gráfica y el

funcionamiento básico de la batería de Ion litio se observa en la Figura 1-5.

Figura 1-5 Funcionamiento básico de una batería de Ion-litio (fuente: [6])

Las principales características y ventajas de un sistema de baterías de ion-litio se


o Las baterías de Ion litio alcanzan entre un 90% y 98% de eficiencia, siendo la

tecnología de almacenamiento de energía de mayor eficiencia en el mercado.

o Las baterías alcanzan una vida útil de hasta 10.000 ciclos de carga y descarga,


o Presentan una de las más altas densidades energéticas respecto a las otras

baterías, entre 200 y 400 Wh/litro, lo que se traduce en un menor tamaño.

o El tiempo de respuesta de la batería es menor a 1 segundo.

o presenta un bajo nivel de autodescarga, de 0.2 % al día.

Las desventajas que se identifican para las Baterías de Ion litio son las siguientes:

o Requieren monitoreo y circuitos de protección para evitar sobrecargas y

descargas excesivas.


11

o Si bien los componentes de una batería de Ion litio son reciclables, a nivel

mundial aún se está invirtiendo en desarrollar programas para el tratamiento

eficiente de todos los residuos que se generen.

El manejo y disposición final de los sistemas de baterías de Ion litio es una preocupación

medioambiental para la creciente demanda de baterías en electromovilidad y aplicaciones a gran

escala. Esta creciente demanda brinda a Chile una gran oportunidad para la explotación y

comercialización de los recursos de litio, y junto con ello, deberá asegurarse también de dar

solución a los complejos procesos de reciclaje del litio de aquellos proyectos que requieran la

disposición de los materiales de desecho de las baterías de Ion litio en nuestro país.

La empresa Tesla como proveedor de solución de baterías de Ion litio posee un compromiso

medioambiental de reciclaje de ciclo cerrado con sus clientes, en la cual se hace responsable de

cubrir los gastos asociados a la disposición final de sus baterías mediante alianzas establecidas

con dos empresas especialistas: La empresa Umicore de Bélgica, y la norteamericana KBI, quienes

aseguran lograr el reciclaje del 60% de los componentes de almacenamiento a través de

subproductos como el níquel y óxido de cobalto de litio, los cuales se vuelven a integrar en la

cadena de fabricación de las baterías de Ion litio [7].

Las principales aplicaciones para un sistema de baterías de ion-litio incluyen aplicaciones de

integración renovable, dar flexibilidad a la red eléctrica, electromovilidad, entre otras.

Como ejemplo de aplicación, existen tres sistemas de este tipo operando en Chile: BESS Angamos,

correspondiente a una batería de Ion-Litio de 20 MW capaz de aportar 5 MWh de reserva en giro;

BESS Cochrane de 20 MW capaz de aportar 5 MWh de reserva en giro y BESS Los Andes de 12 MW

capaz de aportar 3 MWh de reserva en giro.

1.2.2.3 Baterías de Níquel-Cadmio

Dentro de los sistemas de almacenamiento a través de Baterías en base a Níquel, son las baterías

de Níquel-cadmio, NiCd, las que lograron una mayor madurez, siendo patentadas en el año 1902.

No obstante, en cuanto a su utilización a gran escala, actualmente existen solo dos proyectos en

el mundo aún en funcionamiento, que en conjunto logran una capacidad instalada de 30 MW en

operación. [1]

El principio de transformación de energía electroquímica en energía eléctrica ocurre en el

proceso químico reversible de “Reducción-oxidación”, a través de celdas electroquímicas de

Níquel-cadmio, cuyo voltaje nominal alcanza 1.2 V por celda.

Las principales características y ventajas de un sistema de baterías de Níquel-cadmio se


o Esta tecnología es la única capaz de operar correctamente a bajas temperaturas

en un rango de operación de -20 ºC a -40 ºC.

o Presentan un rango de eficiencia entre un 60% y 80%.

o Posee un tiempo de respuesta menor a 1 segundo.


12

Dentro de las desventajas de las baterías NiCd se identifican:

o Estas baterías sufren del efecto memoria, donde la capacidad efectiva se ve

afectada por reiterados ciclos parciales de carga y descarga.



o Posee una baja densidad de energía, entre 80 y 110 Wh/litro.

o Su componente principal, el Cadmio, genera preocupaciones ambientales por su

toxicidad. El Decreto Supremo N° 148/2003 del Ministerio de Salud le otorga a las

baterías de níquel cadmio la característica de metal altamente tóxico, por lo que

su manejo debe ser tratado adecuadamente como residuos peligroso.

Las principales aplicaciones para un sistema de baterías de Níquel-cadmio incluyen aplicaciones

off-grid y de reserva de emergencia en zonas de bajas temperaturas.

1.2.2.4 Baterías de Sulfuro de Sodio

Los sistemas de almacenamiento a través de Baterías de Sulfuro de sodio, NaS, son una

desarrollada tecnología que, a nivel global, alcanzan 32 proyectos en operación, con una

capacidad instalada total de sistemas de almacenamiento de este tipo de 189 MW en operación a

lo largo del mundo. [1]

El principio de funcionamiento de estos sistemas consiste en una reacción de reducción-

oxidación a altas temperaturas, a través de la utilización de sulfuro líquido como el electrodo

positivo, sodio fundido como el electrodo negativo, separados por un tubo Beta-alúmina de

cerámica como electrolito.

Las principales características y ventajas de una batería de sulfuro de sodio se describen

a continuación:


o El sistema presenta una capacidad de respuesta menor a 1 segundo.

o Tiene una alta densidad de energía, entre 150 a 300 Wh/litro.




o Posee una alta temperatura de operación, entre 300 ºC y 350 ºC, por lo que para

operar requiere una fuente de calor externa.

o Presenta un alto nivel de autodescarga, de 20 % al día.

Las principales aplicaciones para un sistema de batería de sulfuro de sodio incluyen aplicaciones

off-grid y de reserva.


13

1.2.2.5 Baterías ZEBRA

Los sistemas de almacenamiento denominados ZEBRA (Zero Emission Battery Research), han

estado comercialmente disponible desde 1995, sin embargo, aún requieren mayor desarrollo,

pues a nivel global, alcanzan un total de 27 proyectos en operación, con una capacidad instalada

total de sistemas de almacenamiento de este tipo de tan solo 18 MW a lo largo del mundo. [1]

El principio de funcionamiento de los sistemas de almacenamiento de energía ZEBRA es similar

al de las baterías de Sulfuro de Sodio (NaS), consiste en una reacción de reducción-oxidación a

altas temperaturas, a través de la utilización de cloruro de níquel como el electrodo positivo, en

vez de sulfuro.

Las principales características y ventajas de un sistema ZEBRA se describen a

continuación:


o Tiene una capacidad de respuesta menor a 1 segundo.

o La batería presenta una alta densidad de energía, entre 150 a 200 Wh/litro.


o Posee una alta temperatura de operación, alrededor de 270ºC, por lo que para

operar puede requerir una fuente de calor en un comienzo.

o Las baterías poseen un bajo ciclo de vida útil cercano a los 1000 ciclos.

Las principales aplicaciones para un sistema de almacenamiento ZEBRA incluyen vehículos

eléctricos y funciones de soporte de la red.

1.2.2.6 Baterías de Flujo Redox de Vanadio

Las baterías de Redox de Vanadio, también conocidas por ser un tipo de las denominadas baterías

de flujo, son una tecnología que desde el año 2000 han estado disponible en el mercado, a través

de dos empresas desarrolladoras de esta tecnología: Prudent Energy de China, y Cellstrom de

Austria. En cuanto a su madurez, los sistemas VRFB aún requieren de un mayor desarrollo a gran

escala, pues a nivel global, sólo existen un total de 41 proyectos en operación, con una capacidad

instalada total de sistemas de almacenamiento de este tipo de solo 42 MW a lo largo del mundo

[1].

El principio de funcionamiento de las baterías de Flujo Redox de Vanadio, consiste en un proceso

de reducción-oxidación de diferentes formas iónicas de Vanadio. Esta reacción ocurre cambiando

la composición de distintos electrolitos que se encuentran almacenados a través de dos tanques

externos, desde donde son bombeados según se requieran hacia una celda de vanadio,

permitiendo el flujo de estos electrolitos a través de una membrana de intercambio iónico.

De manera gráfica se puede observar el ciclo de carga y descarga en la Figura 1-6.


14

Figura 1-6 Principio de funcionamiento de un sistema de VRFB (fuente: [6])

Las principales características y ventajas de un sistema de baterías de Vanadio Redox se


o Es una tecnología de una altísima vida útil superior a los 10.000 ciclos.


o Las capacidades de energía y de potencia tienen la ventaja de poder ser

dimensionadas en forma independiente. La capacidad de potencia está

restringida por el diseño de las celdas de vanadio, mientras que la capacidad de

almacenamiento de energía está dimensionada por el volumen de los tanques

externos de electrolitos.

o Posee una temperatura de operación, entre 10 º C y 50 º C.

Dentro de las desventajas de un sistema VRFB se identifican:

o Posee la más baja densidad de energía con relación a las baterías electroquímicas,

entre 20 y 70 Wh/litro.

o Complejidad de la tecnología de flujo al incorporar sistemas de bombeo.

Las aplicaciones típicas para un sistema Redox de Vanadio incluye aplicaciones off-grid, control

de frecuencia y de eficiencia en la red.

1.2.2.7 Baterías de Flujo Híbridas

Los sistemas de almacenamiento a través de Baterías de Flujo Híbridas combinan las principales

características de las baterías convencionales anteriormente descritas con las ventajas de una

batería de Redox de Vanadio. Estas tecnologías abarcan principalmente a las baterías de flujo

híbridas de Bromuro de Zinc (ZnBr), desarrolladas por Exxon en los años 1970, y a las baterías de

Zinc-Cerio (ZnCe).


15

Si bien la tecnología de las baterías HFB actualmente se encuentran en una etapa de Investigación

y Desarrollo, a nivel global, existen un total de 21 proyectos en operación, con una capacidad

instalada total de sistemas de almacenamiento de este tipo de solo 4 MW a lo largo del mundo,

por lo que aún requieren mayor madurez en el mercado. [1]

El principio de funcionamiento de los sistemas de Baterías de Flujo Híbridas consiste en

combinar las características anteriormente descritas, almacenando una de las masas activas

internamente dentro de una celda electroquímica, mientras que la otra masa activa permanece

en el electrolito líquido, almacenándola externamente en un tanque de electrolitos.

Las principales características y ventajas de un sistema de baterías de Flujo Híbridas se



o La capacidad de respuesta es del orden de segundos.

o La temperatura de operación de las baterías HFB es entre 10 º C y 50 º C.

Dentro de las desventajas de un sistema HFB se identifican:

o La capacidad de potencia llega sólo hasta 1 MW.

o Posee una baja densidad de energía, de 65 Wh/litro.



Las aplicaciones típicas para un sistema HFB incluyen aplicaciones off-grid, desplazamiento

temporal de energía y aplicaciones de eficiencia en la red.

1.2.3 Almacenamiento de energía química

Los sistemas de almacenamiento mediante energía química, se caracterizan por convertir energía

eléctrica a través de procesos químicos basados en H2O y CO2 para el almacenamiento.

Este tipo de almacenamiento incluye dos tecnologías: Sistemas de almacenamiento de Hidrógeno

(H2) y almacenamiento mediante Gas Natural Sintético (SNG).

1.2.3.1 Sistemas de Almacenamiento de Hidrógeno

Los sistemas de almacenamiento de energía mediante hidrógeno, es una tecnología madura, que

involucra tres etapas: la producción de hidrógeno, almacenamiento a compresión del H2

producido y su reconversión en electricidad o utilización como vector energético.

A nivel mundial existen 8 proyectos en operación, alcanzando una capacidad instalada de 14 MW

de sistemas de almacenamiento mediante hidrógeno ubicados principalmente en Alemania [1].

El hidrógeno puede ser producido principalmente usando combustibles fósiles a través de

reformación de gas natural o mediante electrólisis. El principio de funcionamiento de este último

consiste en utilizar un dispositivo llamado electrolizador, que emplea electricidad, agua y una

membrana de intercambio de protones para producir este elemento. De esta forma, el hidrógeno

puro generado se puede almacenar bajo presión en estanques de gas especiales durante largos


16

periodos de tiempo para posteriormente obtener energía a partir de él de principalmente dos

formas: Oxidación a través de pilas o celdas de combustible, dispositivos que combinan

hidrógeno y oxígeno para producir electricidad, agua y calor de forma inversa a un electrolizador;

y a través de la combustión o quema directa del hidrógeno como combustible para ser utilizado

en motores, turbinas y calderas.

En la Figura 1-7, se observa el esquema de producción del hidrógeno a través de la electrolisis

PEM, almacenamiento del elemento y utilización del hidrógeno como vector energético.

Figura 1-7 Esquema de producción, almacenamiento y utilización del hidrógeno (fuente: Siemens)

A continuación, se describen las principales características y ventajas de un sistema de

almacenamiento de Hidrógeno:

o Los sistemas de almacenamiento de Hidrógeno permiten el almacenamiento de

energía a largo plazo, alcanzado semanas a meses de duración.

o Tiene una extensa vida útil de hasta 30 años.

o Posee una de las más altas densidades energéticas de los sistemas de

almacenamiento de energía, alcanzando una densidad de 600 Wh/litro.

Dentro de las desventajas de un sistema de almacenamiento de hidrógeno se identifican:

o El sistema posee una muy baja eficiencia, alcanzando un 44%.

o La tecnología posee un alto costo de inversión inicial, entre $ 2 y 6 MMUSD/MW,

sumado a $ 0,8 MMUSD/MWh para el almacenamiento de H2 en tanques de gas

para la solución completa de hidrólisis PEM, según reciente reporte de la GIZ [9].

La aplicación primaria para un sistema de almacenamiento de hidrógeno incluye celdas de

combustibles y almacenamiento de energía de largo plazo.

En Chile, la Corporación de Fomento a la Producción (CORFO) está impulsando un programa de

producción de hidrógeno mediante energía solar, con el que se buscar desarrollar una solución

tecnológica sustentable en los camiones de extracción que operan en el sector minero,

viabilizando la transformación de la operación convencional hacia una operación basada en

celdas de combustibles de H2 y combustión dual de hidrógeno y diésel [8].


17

1.2.3.2 Gas Natural Sintético

Los sistemas de almacenamiento a través de Gas Natural Sintético son una tecnología en fase de

desarrollo, y sólo existen proyectos piloto en construcción en Alemania. Su principio de

funcionamiento es similar al del Hidrógeno, donde, una vez acontecida la electrólisis del H20, es

requerido un paso adicional de síntesis de metano, para producir gas natural sintético, para así

poder ser almacenado en tanques bajo tierra o directamente utilizando una existente

infraestructura de red de gas. Pese a ser una tecnología que provee una extensa duración de

almacenamiento, posee la más baja eficiencia de las tecnologías de almacenamiento, con un 35%.

1.2.4 Almacenamiento de energía eléctrica

Los sistemas de almacenamiento (ESS) mediante energía eléctrica, se pueden clasificar en dos

grupos: Capacitor Doble Capa (DLC) y Superconductores Magnéticos (SMES).

1.2.4.1 Capacitores Doble-Capa

También denominados como Supercapacitores, son una de las tecnologías más directas para

almacenar la energía eléctrica. Estos sistemas han estado presentes desde 1980, alcanzando

actualmente una capacidad instalada de 76 MW en operación en el mundo [1].

El principio de funcionamiento de los sistemas DLC consiste en el almacenamiento de energía a

través de grandes campos electroestáticos entre dos placas conductoras separadas por una

solución de electrolito. Al aplicar tensión a las placas del supercapacitor, se induce una gran carga

opuesta entre ambas, de esta forma, la carga se acumula en la interfase entre las placas y la

solución de electrolito, formando así dos capas cargadas (doble capa) con una distancia de

separación entre las superficies extremadamente pequeña. Dado que el valor de capacitancia es

proporcional al área superficial, se pueden conseguir valores extremamente altos de capacitancia

en espacios pequeños, del orden de los mil Faradios, definiéndose así la energía capaz de

almacenar. El proceso de almacenamiento de un Supercapacitor se muestra en la Figura 1-8.

Figura 1-8 Ilustración topológica de un Supercapacitor DLC [10]


18

Las principales características y ventajas de un sistema DLC se describen a continuación:


o Rápida capacidad de respuesta, del orden de milisegundos.

o Tienen un altísimo ciclo de vida, entre 10.000 a 100.000 ciclos.

o No requiere de mantenimiento.

o Tecnología medioambientalmente amigable y de fácil reciclaje.

Dentro de las desventajas de un sistema DLC se identifican:

o No es adecuada para almacenamiento de grandes cantidades de energía .

o Presenta una bajísima densidad de energía, entre 10 y 20 Wh/litro.

La aplicación primaria para un sistema de almacenamiento DLC incluye las aplicaciones que

requieran de un gran número de ciclos cortos de carga y descarga de energía.

1.2.4.2 Superconductores Magnéticos

Los sistemas de almacenamiento mediante Superconductores Magnéticos, es una tecnología

basada en un principio electrodinámico que actualmente se encuentra en fase de desarrollo.

El principio de funcionamiento de los SMES consiste en el almacenamiento de energía a través

del gran campo magnético creado por el flujo de corriente continua en una gran bobina

superconductora, la cual mantiene su condición como superconductora casi sin pérdidas, gracias

a un sistema de refrigeración criogénica, que mantiene la extrema temperatura operacional de

trabajo de 4 ˚K, permitiendo la circulación de la corriente eléctrica a través de la bobina por un

largo tiempo sin perder energía. Posteriormente la energía almacenada puede ser transferida a la

red descargando la bobina superconductora.

Las principales características y ventajas de un SMES se describen a continuación:


o Rápida capacidad de respuesta, del orden de milisegundos.

o La tecnología presenta una alta vida útil de 100.000 ciclos de operación.

o El sistema es más fiable y robusto al carecer de partes móviles, a diferencia de su

principal competidor, los sistemas de volante de inercia.

Dentro de las desventajas de un sistema SMES, se identifican:

o Necesita disponer de un sistema criogénico de refrigeración para mantener la

temperatura de operación.

o Presenta la más baja densidad de energía de los sistemas, con 6 Wh/litro.

La aplicación primaria para un sistema de almacenamiento de superconductores magnéticos

incluye aplicaciones de calidad de energía y estabilización de la red.


19

1.2.5 Almacenamiento de energía térmica

Los sistemas de almacenamiento mediante energía térmica se basan en la capacidad de

determinados materiales para acumular energía en forma de calor.

En los sistemas de almacenamiento de energía térmica existen dos formas de almacenar energía

dependiendo si se utiliza el calor latente o el calor sensible.

1.2.5.1 Almacenamiento Térmico de Calor Latente

En el almacenamiento térmico de calor latente, la energía es almacenada en virtud de un cambio

de fase a la cual se somete un material, pudiendo este ser un material orgánico de cambio de fase

(Phase Change Material o PCM) como las ceras de parafina o un material PCM inorgánico como

las sales fundidas.

Sales Fundidas

La principal forma de almacenamiento de calor latente es a través de sistemas térmicos de

almacenamiento de sales fundidas. Los sistemas térmicos de Sales Fundidas representan

actualmente cerca del 1.4% de la capacidad instalada de los sistemas de almacenamiento

existentes, con 2.4 GW en operación a lo largo del mundo. [1]

El principio de funcionamiento de los sistemas de Sales Fundidas consiste en el almacenamiento

de energía a través de grandes cantidades de sal como medio de almacenamiento y como fluido

de transferencia de calor. Las sales fundidas, compuestas por nitrato de sodio y nitrato de potasio,

son utilizadas en dos tipos de sistemas de generación de Concentración Solar Térmica de

Potencia (CSP), las de cilindros parabólicos y las de torre de concentración termosolar.

En esta última, la concentración solar ocurre al direccionar la radiación que llega a un conjunto

de espejos, denominados heliostatos, hacia un receptor central de torre, donde la radiación solar

concentrada calienta las sales fundidas frías hasta una temperatura de 565 ◦C, para

posteriormente almacenar las sales calientes en un sistema de tanques [11]. Finalmente, cuando

la electricidad es requerida, se extraen las sales calientes de los tanques para transferir el calor al

agua y crear vapor, donde el vapor generado es utilizado para accionar una turbina de vapor y

generar electricidad. Este proceso de almacenamiento térmico de sales fundidas mediante

tecnología termosolar de torre se observa en la Figura 1-9.


20

Figura 1-9 Esquema de funcionamiento de un sistema termosolar de torre con sales fundidas [10]

Las principales características y ventajas de un sistema de almacenamiento térmico de

Sales Fundidas se describen a continuación:

o Es una tecnología a gran escala de hasta 280 MW de potencia con una gran

capacidad de almacenamiento.

o Posee un alto rango de eficiencia entre 80% y 90%. [2]

o La sal fundida como material de almacenamiento es de muy bajo costo.

o Representa la alternativa de almacenamiento más viable para la energía solar [12]

Dentro de las desventajas de un sistema de Sales fundidas se identifican:

o Riesgo de descomposición de la sal a altas temperaturas.

o Riesgo de congelación de la sal a bajas temperaturas.

o Su uso está limitado para las tecnologías de Concentración Solar Térmica de

Potencia.

La aplicación típica para un sistema de sales fundidas incluye la integración de almacenamiento

de energía en plantas CSP para el desplazamiento temporal de energía. Como ejemplo de

aplicación, en Chile se encuentra en construcción el proyecto “Complejo Solar Cerro Dominador”

de 210 MW , el cual estará conformado por una planta solar fotovoltaica de 100 MW y una planta

de Concentración Solar de Potencia para producción de energía eléctrica de 110 MW con

capacidad de 17 horas y media de almacenamiento de energía mediante sales fundidas con

tecnología termosolar de torre, garantizando así la capacidad de proporcionar electricidad

las 24 horas del día de una manera gestionable. El proyecto de EIG con participación de Abengoa,

cuya inversión total es de US $1.000 millones, se encuentra en un proceso de reactivación de obras

y se espera que entre en operación en septiembre del año 2019.


21

1.2.5.2 Almacenamiento Térmico de Calor Sensible

En el almacenamiento térmico de calor sensible, la energía es almacenada en virtud de la

capacidad calorífica de un material y mediante el cambio de temperatura de este mismo.

La temperatura del medio de almacenamiento aumenta cuando el calor es absorbido, y decrece

cuando se libera el calor. El almacenamiento de calor sensible puede ser en dos formas [13]:

A través de un material sólido, como rocas, que se calientan y enfrían indirectamente

mediante un fluido de trasferencia de calor.

A través de un material líquido como el agua mediante tanques de almacenamiento.

Las aplicaciones típicas para un sistema de almacenamiento de calor sensible utilizan

ampliamente la gran capacidad de almacenamiento de calor que posee el agua para aplicaciones

de refrigeración y de climatización en edificios, consiguiendo así un gran ahorro de electricidad y

de calor. No obstante, estos sistemas de almacenamiento térmico de calor latente son

generalmente inaplicables para el almacenamiento de energía eléctrica en la red [14] [15].

1.3 Comparación Técnica de los Sistemas de Almacenamiento de Energía

A continuación, se examinan las definiciones y aspectos a considerar que permiten realizar una

comparación técnica entre las diferentes tecnologías de sistemas de almacenamiento de energía,

logrando diferenciar los sistemas anteriormente descritos para así poder ser capaz de seleccionar

la tecnología más adecuada para una aplicación dada. [16]

- Potencia Nominal: Potencia máxima que es posible descargar por el sistema de

almacenamiento de energía. Usualmente es expresada en Mega watts.

- Eficiencia: La eficiencia corresponde a la relación entre la cantidad de energía que un

sistema de almacenamiento de energía (ESS) puede entregar y la cantidad de energía

inyectada en el sistema durante la carga.

- Ciclos de vida: Corresponden al número de ciclos de carga-descarga después de los

cuales el almacenamiento de electricidad se vuelve inoperable o inutilizable para una

aplicación dada.

- Capacidad de energía: La capacidad de energía disponible de un sistema de

almacenamiento de energía corresponde a la cantidad de energía disponible para

transferir a la red. Usualmente es expresada en Megawatt-hora.

- Densidad de Energía: La densidad de energía corresponde a la cantidad de energía

almacenable por unidad de volumen ocupado por el sistema de almacenamiento.

Usualmente es expresada en Watt-hora por unidad de volumen.


22

- Tiempo de Respuesta: Es la cantidad de tiempo requerido por un sistema de

almacenamiento en dar respuesta para realizar la descarga completa.

- Tiempo de Descarga: Corresponde al tiempo máximo en que el sistema de

almacenamiento puede liberar energía de forma continua. [17]

Como se describió en el presente capítulo, existe un amplio rango de diferentes tecnologías para

el almacenamiento de energía eléctrica dependiendo de la forma de energía utilizada para

su almacenamiento.

En la Figura 1-10 se presenta una comparación de la totalidad de las tecnologías de

almacenamiento de energía descritas anteriormente, mediante una gráfica doble-logarítmica,

donde la potencia nominal expresada en Watts, se representa en función de la capacidad de

almacenamiento de las distintas tecnologías expresadas en Watt-hora, donde también se puede

apreciar los tiempos de descarga asociada a cada tecnología ESS, cubriendo un rango de segundos

a meses. [4]

En base a la figura anterior, las distintas tecnologías de almacenamiento pueden ser agrupadas y categorizadas según los rangos de tiempo de descarga que aplica para cada sistema.

Se identifican las tecnologías que presentan un corto tiempo de descarga, de segundos a

minutos, incluyendo a los Capacitores de Doble-Capa (DLC), los Superconductores

Magnéticos (SMES) y los sistemas Volantes de Inercia (FES).

Para las tecnologías con un mediano tiempo de descarga, de minutos, horas, incluso

hasta un día, se identifica un amplio rango de tecnologías, abarcando principalmente los

Figura 1-10 Comparación de diferentes tecnologías ESS considerando la potencia nominal, capacidad de energía y tiempo de descarga (fuente: Fraunhofer ISE)


23

sistemas de almacenamiento BESS mediante energía electroquímica, junto a los sistemas

de Bombeo Hidráulico (PHS) y la tecnologías de Aire Comprimido (CAES).

Finalmente, se identifican las tecnologías que presentan un largo tiempo de descarga, de

días a meses, incluyendo a los sistemas de almacenamiento de energía química de

Hidrógeno (H2) y a los sistemas de Gas Natural Sintético (SNG), tecnologías

principalmente en desarrollo que se espera que tengan un importante desarrollo en el

futuro. [4]

Lo descrito anteriormente, se presenta de una forma resumida en la Tabla 1-1.

Tabla 1-1 Clasificación de Tecnologías según duración de descarga (fuente: Elaboración propia)

Clasificación según

Descarga Rango de Descarga Tecnologías de Almacenamiento ESS

Corto Tiempo de

Descarga

Segundos a

minutos

Capacitores de Doble-Capa (DLC),

Superconductores Magnéticos (SMES) y

los Volantes de Inercia (FES).

Mediano Tiempo de

descarga Minutos a horas

Sistemas BESS, Almacenamiento por

Bombeo (PHS), y Almacenamiento por Aire

Comprimido (CAES).

Descarga de Largo Plazo Días a meses Sistemas de Almacenamiento mediante

Hidrógeno (H2) y SNG.

En la Tabla 1-2, se detallan las principales características técnicas de las tecnologías ESS,

incluyendo la totalidad de los Sistemas de Almacenamiento de Energía analizados en este trabajo.

- Particularmente el almacenamiento por Bombeo Hidráulico (PHS) es la tecnología

predominante, liderando con 169 GW en potencia instalada en el mundo [1].

- Por otro lado, el almacenamiento mediante Sales Fundidas con 2.4 GW de capacidad

instalada en el mundo están jugando un importante rol en las tecnologías de

almacenamiento, a causa de su gran capacidad de potencia, alta eficiencia, y a su

compatibilidad con los sistemas de generación solar.

- Los sistemas BESS de Ion-Litio están posicionados en el tercer lugar con 1.3 GW en

capacidad instalada en el mundo, alcanzando un rápido crecimiento en aplicaciones

a gran escala debido a su alta eficiencia, gran cantidad de ciclos de vida útil y a su práctico

diseño modular.

- Finalmente, de la comparación técnica se desprende que no existe una única tecnología

de almacenamiento universal superior a todos los demás sistemas de almacenamiento de

energía, debido a que cada tecnología aporta una distinta característica y un determinado

campo de aplicación. Hoy y en el futuro serán necesarios diferentes tipos de ESS para

adaptarse a las distintas aplicaciones existentes.


24

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25

1.3.1 Interconexión a la Red de los ESS

Otro aspecto técnico importante por considerar es la identificación de la forma en que los

Sistemas de Almacenamiento de Energía se pueden interconectar a la red. Según el IEEE Std

2030.2, como se aprecia en la Figura 1-11, se identifican dos principales formas de interconexión

de los ESS [16].

Figura 1-11 Diagrama de Interconexión a la red típica de los ESS. (fuente: Lazard)

Sistema de Conversión de Potencia (PCS)

Un Sistema de Conversión de Potencia es un aspecto clave para la interconexión entre un sistema

eléctrico AC y un sistema de almacenamiento DC. El sistema suele estar compuesto por un

convertidor dual rectificador/inversor, para acondicionar la potencia eléctrica DC asegurando

carga controlada de la batería y a su vez acondicionar la potencia eléctrica AC asegurando una

descarga controlada a la tensión y frecuencia del sistema eléctrico. [18]

Directamente conectado a una red de corriente continua DC

Un BESS puede acoplarse de forma directa a un parque fotovoltaico en corriente continua, siendo

mucho más eficiente al lograr una reducción aproximada de un 20% en el CAPEX asociado a la

interconexión. Existen desarrollos de almacenamiento distribuido para centrales FV en DC-DC,

donde se almacena la energía solar en DC, como se ve en la Figura 1-12, acoplando el sistema en

un sólo inversor, optimizando la descarga e incrementando en 5% la producción anual de energía.

Figura 1-12 Sistema FV + BESS acoplado DC-DC (fuente: General Electric)

26

2 Análisis Regulatorio de los Sistemas de Almacenamiento de Energía En el presente capítulo se describe el estado regulatorio aplicable a los Sistemas de

Almacenamiento de Energía, se estudia el marco regulatorio en desarrollo en Chile y la normativa

regulatoria asociada al contexto internacional.

2.1 Marco regulatorio nacional

La integración tecnológica de los Sistemas de Almacenamiento de Energía ha estado impulsando

paulatinamente en el mundo el desarrollo de nuevos marcos regulatorios. En nuestro país desde

el año 2016, se han ido incorporando estas nuevas tecnologías a nivel legal en Chile, definiendo

así las direcciones a seguir para el desarrollo de un nuevo marco regulatorio junto a normativas

que se aplicarán para permitir la entrada de los sistemas de almacenamiento de energía

garantizando una operación flexible y segura en el Sistema Eléctrico Nacional.

Figura 2-1: Marco Regulatorio Nacional vigente de los Sistemas de Almacenamiento de Energía en la Ley Chilena al 2018 (fuente: Elaboración propia)

2 Análisis Regulatorio de los Sistemas de Almacenamiento de Energía

27

El marco regulatorio en el contexto a nivel país de los Sistemas de Almacenamiento de Energía,

se detalla a continuación.

2.1.1 Ley 20.936/2016

La denominada Nueva Ley de Transmisión, publicada el 20 de julio de 2016 en el Diario Oficial

como la Ley N° 20.936, establece un nuevo sistema de transmisión eléctrica y crea un organismo

coordinador independiente del sistema eléctrico nacional, introduciendo así diversas

modificaciones a la Ley General de Servicios Eléctricos, incluyendo entre ellas, la primera vez en

que se definen los Sistemas de Almacenamientos, como tales.

Artículo 225º literal ad

Se define por primera vez a los Sistemas de almacenamiento de energía como: «Equipamiento

tecnológico capaz de retirar energía desde el sistema eléctrico, transformarla en otro tipo de

energía (química, potencial, térmica, entre otras) y almacenarla con el objetivo de, mediante una

transformación inversa, inyectarla nuevamente al sistema eléctrico, contribuyendo con la

seguridad, suficiencia o eficiencia económica del sistema, según lo determine el reglamento » [19]

En el mismo artículo, la Ley se refiere a que los retiros efectuados en el proceso de

almacenamiento no estarán sujetos a los cargos asociados a clientes finales, siendo el reglamento

el que establecerá las disposiciones aplicables a dichos retiros.

Artículo 72º-2.- Obligación de Sujetarse a la Coordinación del Coordinador

La Ley 20.936, en el artículo mencionado, designa la calidad de coordinado a estos sistemas,

definiendo que a quién opere a cualquier título Sistemas de Almacenamiento de energía y que se

interconecte al sistema, estará obligado a sujetarse a la coordinación del sistema que efectúe el

Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional de acuerdo a la normativa vigente.

2.1.2 Decreto 128/2016

En el decreto 128 de 2016, se aprueba el “Reglamento de Centrales de Bombeo Sin Variabilidad

Hidrológica”, reglamento aplicable para los sistemas de almacenamiento mediante Bombeo

Hidráulico (PHS). [20]

El mencionado Decreto, aplica para quienes operen a cualquier título una Central de Bombeo,

y que se encuentren interconectadas a los sistemas eléctricos con capacidad instalada de

generación igual o superior a 200 MW y que no estén sujetas a variabilidad de tipo hidrológico.

Entendiéndose por “Sin Variabilidad Hidrológica”, cuando el agua utilizada por la Central se

extrae y bombea desde un Reservorio Inferior con un volumen tal que se mantiene una

disponibilidad de recurso hídrico que no limita la operación de la central a potencia nominal.

El Reglamento norma la habilitación para efectuar retiros y tratamientos, define el grado de

coordinación y programación de la operación, la determinación de costo variable, la prestación

de Servicios Complementarios, la determinación de la potencia inicial, el cálculo de


28

indisponibilidad forzada y la consideración del retiro en demanda de punta y de punta

equivalente.

2.1.3 Normas Técnicas

Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio NTSyCS

La Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, publicada por la Comisión Nacional de

Energía en enero de 2016, define de una manera conservadora al símil de los Sistemas de

Almacenamiento: Los Equipos de Compensación de Energía Activa para regulación de

frecuencia, como se cita a continuación.

«Equipos de Compensación de Energía Activa: Equipo electrónico de potencia, capaz de inyectar

potencia activa a la red en forma rápida y sostenerla durante un tiempo prefijado, dentro de todos

los rangos aceptables de frecuencia y tensión del sistema interconectado, ante variaciones de

frecuencia» [21]

2.1.4 Reglamentos en tramitación

En atención a las modificaciones incorporadas a la Ley General de Servicios Eléctricos mediante

la ley Nº 20.936, surgen nuevos requerimientos regulatorios con miras a dar cabal cumplimiento

a lo dispuesto en la Ley, haciéndose necesario para la Comisión Nacional de Energía (CNE)

proponer nuevos reglamentos, cuyos borradores fueron elaborados tras numerosas mesas de

trabajo lideradas por la Comisión y con participación de los Coordinados y organismos del rubro

eléctrico, en el presente año 2017.

2.1.4.1 Reglamento de Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico Nacional

El reglamento publicado el 12 de octubre de 2017 por el Ministerio de Energía en su versión

borrador, tiene por objeto establecer las disposiciones aplicables a la coordinación y operación

del Sistema Eléctrico Nacional, así como las demás materias necesarias para el adecuado ejercicio

de las funciones del Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, y los derechos y

deberes de los entes sujetos a dicha coordinación.

El reglamento en mención incorpora importantes nuevas definiciones, tales como las de “Central

con Almacenamiento por Bombeo”, “Central Renovable con Capacidad de Regulación”, y la de

“Central Renovable con Capacidad de Almacenamiento”. A continuación, se destacan los

siguientes artículos del Reglamento [22].

Definición de Central Renovable con Capacidad de Almacenamiento

Corresponde a una central de generación eléctrica de energía renovable compuesta por una

componente de generación y una componente de almacenamiento, ambas con el mismo punto

de conexión al sistema eléctrico. La componente de generación corresponde al equipamiento

tecnológico para transformar energía primaria en energía eléctrica, en tanto la componente de

almacenamiento es aquel equipamiento capaz de transformar la energía eléctrica producida por


29

la componente de generación, en otro tipo de energía y almacenarla con el objetivo de, mediante

una transformación inversa, inyectarla al sistema eléctrico.

Artículo 108.- Modos de operación para la Central Renovable con almacenamiento

En dicho artículo, se distinguen tres modos de operación para la central. El Modo Carga, en el cual

se transforma parte de la energía eléctrica producida en su componente de generación en otro

tipo de energía para su almacenamiento; el Modo Descarga, mediante el cual se transforma la

energía previamente almacenada en la componente de almacenamiento, en energía eléctrica

para su inyección al sistema eléctrico; y el Modo Generación Directa, en el que se inyecta energía

al sistema eléctrico desde su componente de generación. Se entenderá que la energía almacenada

proviene exclusivamente de lo producido por la componente de generación. Sin perjuicio de lo

anterior, excepcionalmente el Coordinador podrá instruir retiros desde el sistema eléctrico en

virtud de la obligación de preservar la seguridad y calidad de servicio.

Artículo 109.- Simultaneidad de los modos de operación

Los modos de operación para la Central Renovable con Capacidad de Almacenamiento podrán

ocurrir simultáneamente cuando la tecnología que disponga la central y la capacidad de conexión

al sistema eléctrico lo permitan. La simultaneidad de los Modos de Descarga y Generación

Directa, deberá ser considerada en la determinación de la potencia a utilizar en la Programación

de la Operación.

Artículo 110.- Programación de la Operación de las Centrales Renovables

El Coordinador deberá incorporar en la Programación de la Operación a las Centrales Renovables

con Capacidad de Almacenamiento, optando por alguna de las siguientes metodologías:

a. Considerar la central en la Lista de prioridad de colocación con un costo igual a su costo

variable declarado.

b. Determinar la colocación óptima de la energía almacenada en la central en un

determinado horizonte de tiempo, minimizando el costo total de operación y falla, y

preservando la seguridad del sistema, mediante un Programa de Generación Eficiente.

Para estos efectos, el Coordinador deberá determinar un valor a la energía almacenada

en la central, el que no podrá ser inferior al costo variable declarado, y será el valor con

que se incorpore la central en la Lista de prioridad de colocación.

La metodología que defina el Coordinador deberá ser informada al titular respectivo, antes del

inicio de la puesta en servicio de sus instalaciones. Esta metodología podrá ser modificada por el

Coordinador, con posterioridad a la entrada en operación, y solo en atención a cambios

relevantes en las condiciones de operación del sistema eléctrico o de la instalación

correspondiente.


30

Artículo 111.- Características a considerar de una Central Renovable

Para la determinación de la metodología a la cual el coordinador incorporará a la central a la

programación de la operación, así como del Programa de Generación Eficiente, el Coordinador

considerará, al menos, las siguientes características de las Centrales Renovables con Capacidad

de Almacenamiento: La capacidad de almacenamiento, el nivel o volumen de energía

almacenada; el pronóstico de generación y de energías afluentes; la potencia nominal de las

componentes de generación y almacenamiento; la operación esperada de la central; y el impacto

en la seguridad o eficiencia económica en el sistema eléctrico.

Artículo 114.- Disposición de información por parte de los Coordinados

Los Coordinados titulares de las instalaciones a que hace referencia el presente capítulo deberán

poner en conocimiento del Coordinador, según este lo requiera para el cumplimiento de sus

funciones, de toda la información necesaria respecto de niveles o estados de carga, niveles

máximos y mínimos de almacenamiento, características técnicas de las instalaciones, entre otros.

[22]

2.1.4.2 Modificación Reglamento de Transferencia de Potencia (DS N°62 de 2006)

El 25 de octubre de 2017 el Ministerio de Energía sometió a Consulta Pública la modificación del

Decreto Supremo N°62, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que

aprueba reglamento de transferencias de potencia entre empresas generadoras establecidas en la

ley general de servicios eléctricos.

La modificación del reglamento de Transferencia de Potencia ajusta las disposiciones contenidas

en el Decreto Supremo N°62 de 2006 para dar consistencia regulatoria a la Ley General de

Servicios Eléctricos la normativa que regula materias con directa relación con la coordinación y

operación del Sistema Eléctrico Nacional. En esta modificación se incorporan importantes

definiciones, tales como la de “Potencia de Suficiencia”, “Suficiencia de Potencia”, “Demanda de

Punta”, “Retiro de Potencia”, y “Central Renovable con Capacidad de Almacenamiento”.

A continuación, se extraen los siguientes artículos de dicha modificación [23].

Definición de Potencia de Suficiencia

Corresponde a la potencia que una unidad generadora o un sistema de almacenamiento de

energía aporta a la suficiencia de potencia del sistema o subsistema. A partir de dicha potencia,

se determina la remuneración que resulte de las transferencias de potencia para cada participante

del balance de potencia.

Definición de Suficiencia de Potencia

Corresponde a la capacidad de un sistema o subsistema para abastecer la Demanda de Punta,

considerando para cada unidad generadora y Sistema de Almacenamiento de Energía una oferta

de potencia confiable en función de la incertidumbre asociada a la disponibilidad del Insumo

Principal y Alternativo, la indisponibilidad forzada de las unidades generadoras y Sistemas de


31

Almacenamiento de Energía, y la indisponibilidad de las instalaciones que los conectan al Sistema

de Transmisión o Distribución. Se expresa como una probabilidad y es igual a uno menos

“LOLPdm”, definida como la probabilidad de pérdida de carga para la Demanda de Punta del

sistema o subsistema.

Definición de Demanda de Punta

Corresponde a la demanda promedio de los 52 mayores valores horarios de la curva de carga

anual de cada sistema. Dicha curva de carga es el gráfico que representa la potencia anual

producida en el Sistema Eléctrico Nacional en función del tiempo.

Definición de Retiro de Potencia

Corresponde al compromiso de potencia de un generador con un cliente final sometido o no a

regulación de precios.

A su vez se es necesario destacar los siguientes artículos del Reglamento de Transferencia de

Potencia para ayudar a comprender de una mejor manera el trabajo de título.

Artículo 1.- Transferencias de Potencia Inicial para la Central Renovable con almacenamiento

Las transferencias de potencia entre los Participantes del Balance que resulten de la coordinación

de la operación a que se refiere el Artículo 72°-1 de la Ley, se determinarán a partir de la capacidad

de generación o inyección de energía compatible con la suficiencia (en adelante, "Potencia de

Suficiencia") y los compromisos de demanda de punta existentes (en adelante, "Demanda de

Punta"), que se asignen a cada generador u operador de un Sistema de Almacenamiento de

Energía [23].

Artículo 67.- Valorización de las Inyecciones de Potencia y Pagos

El precio al cual serán valorizadas todas las inyecciones y retiros de potencia corresponderá al

precio de nudo de la potencia en cada Barra de Transferencia. Tal valorización deberá considerar

las variaciones que experimente el precio de nudo de la potencia, conforme lo establezcan los

decretos tarifarios pertinentes y sus indexaciones.

Para ello, según lo indica el artículo 4, el Coordinador comunicará, a más tardar el último día del

mes de diciembre, los correspondientes pagos que deban efectuarse entre los referidos

Participantes del Balance de Potencia durante el año siguiente. Estos pagos se efectuarán en doce

mensualidades, durante el año al cual correspondan.

Artículo 40 y 41.- Potencia Inicial para Central Renovable con almacenamiento

Para el cálculo de la Potencia Inicial de centrales renovables con capacidad de almacenamiento

o regulación, de tecnología distinta a la hidroeléctrica, el Coordinador calculará una energía de

regulación individual de cada una de estas centrales, como el mínimo valor entre la energía

máxima anual que puede ser generada por ésta, y la energía afluente promedio anual de la central

para la condición más desfavorable que establezca la norma técnica.


32

A efectos de determinar la Potencia Inicial del conjunto de unidades generadoras que poseen

capacidad de regulación o almacenamiento, se deberá colocar la Energía de Regulación del

conjunto de dichas unidades en la curva de duración de la demanda, preliminar o definitiva,

según corresponda. Dicha energía, corresponderá a la energía afluente anual para la condición

de disponibilidad definida en la norma técnica, considerando los distintos energéticos afluentes

a las centrales con capacidad de almacenamiento o regulación según la tecnología de éstas.

Artículo 53.- Potencia de Suficiencia Preliminar para Sistema de Almacenamiento

La Potencia de Suficiencia preliminar de cada unidad generadora o Sistema de Almacenamiento

de Energía se obtendrá mediante un análisis probabilístico, evaluando el valor esperado de la

potencia que ellos aportan a la Suficiencia de Potencia para el abastecimiento de la Demanda de

Punta, considerando el conjunto de las unidades generadoras y Sistemas de Almacenamiento, su

Potencia Inicial, afectada por las reducciones de indisponibilidad forzada, periodo de

mantenimiento y consumos propios de cada instalación.

Este punto toma gran importancia para la evaluación económica de un proyecto con

almacenamiento, puesto que una central de generación no sólo recibe ingresos por energía, sino

que también un ingreso por la potencia de suficiencia que aporta al sistema eléctrico.

De esta manera, una central ERNC al contar con capacidad de almacenamiento, aumentaría sus

ingresos por potencia. Así, bajo la metodología vigente en Chile, el máximo reconocimiento de

potencia de suficiencia al cual se podría optar seria cercano al factor de planta de la central

renovable.

2.1.4.3 Reglamento de Servicios Complementarios (SS.CC)

El reglamento de SS.CC, publicado el 12 de octubre de 2017 por el Ministerio de Energía para un

proceso de consulta ciudadana, tiene por objeto establecer las disposiciones aplicables a los

Servicios Complementarios con que deberá contar el Sistema Eléctrico Nacional, considerando

la modificación que hace la Ley N° 20.936 en esta materia, en la cual se establece la obligación de

los coordinados de poner a disposición del Coordinador Eléctrico Nacional, los recursos técnicos

y/o infraestructura que dispongan para la prestación de los servicios complementarios, que

permitan realizar la coordinación de la operación con el fin de preservar la seguridad del servicio

en el sistema eléctrico. De la propuesta reglamentaria se destaca lo siguiente. [24]

Los Servicios Complementarios requeridos por el Sistema Eléctrico Nacional deberán

materializarse a través de procesos de licitaciones o subastas. Para ello, anualmente, durante el

mes de junio, el Coordinador deberá elaborar el “Informe de Servicios Complementarios” que

identificarán estos requerimientos. La valorización y remuneración de los Servicios

Complementarios que sean licitados o subastados por el Coordinador corresponderá al valor

adjudicado en la respectiva licitación o subasta. Respecto al pago asociado a la remuneración de

los servicios complementarios, no se ha definido si se cargará el cobro a los Clientes finales o no,

quedando abierta la posibilidad de nuevas definiciones en la normativa.


33

De manera excepcional y sólo cuando las condiciones de mercado no sean competitivas o las

licitaciones o subastas sean declaradas desiertas, el Coordinador podrá instruir la prestación y/o

instalación en forma directa y obligatoria. Los servicios complementarios que deban ser

prestados y/o instalados directamente en el sistema eléctrico, serán valorizados y remunerados

por un “Estudio de Costos de Servicios Complementarios”, el cual el Coordinador deberá licitar y

aprobar cada cuatro años.

Artículo 78.- Habilitación para prestar SS.CC.

Los Sistemas de Almacenamiento estarán habilitados para prestar Servicios Complementarios

mediante los distintos mecanismos de materialización que se definan en el Informe SSCC.

Artículo 79.- Sistemas de Almacenamiento y Licitaciones de SS.CC.

En el caso que los Sistemas de Almacenamiento presten servicios materializados mediante

licitaciones de SSCC, el Coordinador deberá establecer en las Bases la compatibilidad entre la

prestación de Servicios Complementarios con servicios de distinta naturaleza que el titular del

Sistema de Almacenamiento esté habilitado para realizar según la normativa vigente. Sin

perjuicio de lo anterior, la operación de los Sistemas de Almacenamiento para la prestación de

Servicios Complementarios deberá ser considerada prioritaria.

Tratándose de subastas de SSCC, el Coordinador deberá analizar las incompatibilidades de la

prestación de Servicios Complementarios subastados con otros servicios de distinta naturaleza

que el Sistema de Almacenamiento esté habilitado para realizar según la normativa vigente [24].

Si bien estos reglamentos fueron retirados de la Contraloría General de la República por la actual

administración [25], éstos continúan clasificados como reglamentos en trámite, proceso que

persistirá en trámite una vez que los actos administrativos sean revisados por el nuevo Ministerio

de Energía que conformó el nuevo gobierno 2018-2022. De cualquier forma, mediante estos

reglamentos en borrador se definieron los lineamientos para la integración de los sistemas de

almacenamiento de energía en el Sistema Eléctrico Nacional, por lo deben ser considerados como

una base sólida para quienes esperan implementarlos, y en caso de entrar en operación nuevos

sistemas de almacenamiento antes de la implementación de dichos reglamentos, la legislación

vigente de la Ley N°20.936 ya reconoce a estas tecnologías la calidad de coordinados, debiendo

regirse a lo que disponga el Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, y en caso de

discrepancias, a lo que disponga el Panel de Expertos de la Ley General de Servicios Eléctricos.


34

2.2 Marco regulatorio internacional

En países como Estados Unidos, China y Japón, denominados los grandes líderes en Sistemas de

Almacenamiento de Energía en el mundo, han alcanzado un gran desarrollo, cada uno con

alrededor de 30 GW en capacidad instalada de ESS en sus respectivos grandes sistemas eléctricos.

No obstante, al día de hoy, sólo existe un limitado marco regulatorio, aplicable solamente para las

tecnologías de almacenamiento más maduras. Los códigos y estándares más relevantes de las

tecnologías de almacenamiento desarrollados por el IEC y el IEEE se detallan a continuación.

2.2.1 IEC Standards

La Comisión Electrotécnica Internacional, más conocida como el IEC, se ha dedicado a promover

la normalización electrotécnica de numerosas áreas a través de los Comités Técnicos (TC).

A continuación, se distinguen las estandarizaciones relevantes que existen en la actualidad, y

aquellas que la IEC ha anunciado para su elaboración. [26]

IEC 61427-2: 2015

Esta estandarización de título “Secondary cells and batteries for renewable energy storage -

General requirements and methods of test - Part 2: On-grid applications”, aplica para Baterías

Secundarias en el almacenamiento de energía renovable con aplicaciones On Grid, normando los

Requisitos generales y los métodos de prueba.

IEC 62619: 2017

Este estándar de título “Secondary cells and batteries containing alkaline or other non-acid

electrolytes - Safety requirements for secondary lithium cells and batteries, for use in industrial

applications”, proporciona los requisitos de seguridad relevantes para las Baterías y celdas de

Litio con aplicaciones en la industria, incluyendo a los Sistemas de Almacenamiento de Energía

Eléctrica.

IEC 62933 – Electrical Energy Storage

Actualmente esta es la estandarización más importante para los Sistemas de Almacenamiento de

Energía integrados en la red eléctrica, y se encuentra en fase de desarrollo por el Comité Técnico

Nº 120, encargado en estandarizar los Sistemas de Almacenamiento de Energía integrados en la

red eléctrica. En él se incluirán cinco proyectos, abarcando desde la terminología de los ESS,

consideraciones de seguridad, aspectos de planificación y de instalación. Para el estándar IEC-

62933 en su versión completa, se estima una fecha de publicación para el año 2018. [26]


35

2.2.2 IEEE Standards

El Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos, más conocida como el IEEE, también

dedicada a la estandarización y desarrollo de áreas técnicas.

A continuación, se distinguen las estandarizaciones relevantes del IEEE que existen en la

actualidad. [27]

IEEE Std.1679 – 2010

Esta estandarización de título “IEEE Recommended Practice for the Characterization and

Evaluation of Emerging Energy Storage Technologies in Stationary Applications”, entrega

información recomendada para una evaluación objetiva de los emergentes sistemas de

almacenamiento de energía.

IEEE Std. 2030.2 – 2015

El estándar “IEEE Guide for the Interoperability of Energy Storage Systems Integrated with the

Electric Power Infrastructure” ofrece una guía útil applicable a los Sistemas de Almacenamiento

de Energía en el proceso de información y comunicaciones relevantes para la interoperabilidad

del ESS con la red inteligente.

IEEE Std. 2030.3 – 2016

En el estandar de título “IEEE Standard Test Procedures for Electric Energy Storage Equipment

and Systems for Electric Power Systems Applications”, se proporcionan procedimientos de

pruebas, tales como la prueba de puesta en marcha y pruebas periódicas, entre otras, que

permiten verificar si el Sistema de Almacenamiento de Energía cumple con los requisitos de

seguridad y confiabilidad para aplicaciones en el Sistema Eléctrico.

36

3 Aplicaciones de los Sistemas de Almacenamiento de Energía En el presente capítulo se distinguen distintas aplicaciones para los Sistemas de Almacenamiento

de Energía (ESS) a lo largo de la cadena de valor del sector eléctrico, tal como se muestra en la

Figura 3-1, incluyendo su participación en los segmentos de generación, transmisión,

distribución eléctrica y clientes finales.

Figura 3-1 Almacenamiento de Energía en la cadena de valor de un SEP (fuente: Pearl Street, Inc.)

3.1 Integración de Energías Renovables

Los sistemas de almacenamiento de energía tienen el potencial de disminuir la intermitencia

de las energías renovables. Las características de las principales aplicaciones de los sistemas de

almacenamiento de energía conectadas a fuentes de energías renovables no convencionales se

describen a continuación.

3 Aplicaciones de los Sistemas de Almacenamiento de Energía

37

3.1.1 Mejora en el Perfil de Potencia

La aplicación de mejora en el perfil de potencia se caracteriza por el uso de almacenamiento de

energía para suavizar la curva de generación variable propia de las fuentes renovables,

permitiendo nivelar las fluctuaciones ante la intermitencia de corta duración en la generación,

causada por la alta variación de la velocidad del viento, o de la generación fotovoltaica debido al

sombreado causado por las nubes. Dentro de las aplicaciones aplicables destacan también las

que se describen a continuación.

Consolidación de la Potencia

La aplicación de consolidación de la potencia o de capacidad, permite a la generación ERNC

adoptar una potencia de salida gestionable a través del almacenamiento, permitiendo de esta

manera el aumento o reducción de la producción de su energía a un ritmo especificado para

adaptarse a un perfil de demanda determinado, como se grafica en la Figura 3-2.

Esta aplicación en Chile tiene relación con la consolidación de la potencia de suficiencia para las

centrales renovables que integran almacenamiento de energía, en la que lograrían aumentar su

reconocimiento por potencia de suficiencia.

Figura 3-2 Representación gráfica de la aplicación consolidación de la potencia (fuente: www.eosenergystorage.com)

Para la aplicación Consolidación de Potencia se tienen las siguientes consideraciones técnicas.

[28]

Rango de potencia del ESS: 1 MW – 500 MW.

Tiempo de respuesta: Milisegundos a minutos.

Rango de duración de descarga: 1 hora – 4 horas.

Mínimo de ciclos por año: >250

Tecnologías ESS aplicables: PHS, CAES, y baterías BESS.


38

Control de Rampa

La aplicación de control de rampa o ramping, es la capacidad de manejar las variaciones de la

demanda y la generación con el fin de proteger la estabilidad en la red eléctrica. El control de

rampas de fluctuación de potencia con sistemas de almacenamiento de energía aplicable a una

central renovable, comprende una etapa de imposición de una toma de carga de manera rápida

mediante una señal de control que permite la inyección de energía en la red cuando se necesite.

Uno de los grandes desafíos para la operación del parque generador en el Sistema Eléctrico

Nacional son los esperados mayores niveles de integración ERNC que tendrá la matriz nacional,

que ya a enero de 2018 alcanzan una capacidad instalada de 4.114 MW en operación. Con ello

surgen nuevos desafíos a considerar a la flexibilidad operativa, y nuevos requerimientos de

rampas para seguir las variaciones más rápidas de la demanda neta, que se reduce en varios miles

de MW durante las horas de producción solar, surgiendo allí la oportunidad de almacenamiento

evitando el vertimiento de energía, mientras que entre las 17 y 20 horas se origina una significativa

rampa de subida de demanda, surgiendo allí la necesidad de rampas de generación para

compensar las variaciones de la demanda neta. Lo anterior, da origen a la reconocida “curva de

pato” de la Figura 3-3.

Figura 3-3 Curva de pato y desafíos de la integración renovable con rampas (fuente: Valhalla)

Para aplicaciones de control de rampa se requieren las siguientes consideraciones técnicas. [29]


Tiempo de respuesta: Milisegundos a segundos.

Rango de duración de descarga: 15 minutos – 1 hora.

Mínimo de ciclos por año: No aplica

Tecnologías ESS aplicables: Baterías BESS y supercapacitor DLC.


39

3.1.2 Disminución del Vertimiento de ERNC

Como se observa en la Figura 3-4 el vertimiento eólico y solar en el Sistema Interconectado

Central (SIC) ha presentado importantes pérdidas de energía a causa de restricciones en la

transmisión, lo que impide que las centrales renovables puedan inyectar el total de su

producción. Este vertimiento o pérdida de energía puede ser mitigado por el uso de

almacenamiento de energía, absorbiendo esta energía del recurso eólico o solar que no puede ser

inyectado en la red eléctrica. De esta forma, cuando se levanta la restricción en la transmisión, el

sistema ESS gestiona la descarga, inyectando la energía almacenada a la red eléctrica, evitando

así la pérdida de energía.

Figura 3-4 Vertimiento ERNC acumulado a diciembre 2016 en el SIC en GWh/mes (fuente: CDEC-SIC [30])

Un método apropiado para evitar el vertimiento de ERNC es el Arbitraje de Energía a través de la

aplicación previa del desplazamiento temporal y almacenamiento de energía.

Arbitraje

La aplicación de Arbitraje de precios de energía implica trasladar en el tiempo la energía eléctrica

generada por una central ERNC sea porque no se puede evacuar totalmente a la red por causa de

restricciones en la transmisión, o por la diferencia entre la disponibilidad de recursos energéticos

renovables y la demanda real. Así, al almacenar parte de la energía generada por un parque eólico

o fotovoltaico a través de un ESS, permite a éste inyectar la energía en la red cuando la demanda

es alta, como se observa en la Figura 3-5.

Figura 3-5 Aplicación de Arbitraje de energía para una central ERNC (fuente: Siemens)


40

Para la aplicación Arbitraje de energía se tienen las siguientes especificaciones técnicas. [29]



Rango de duración de descarga: > 1 hora.

Mínimo de ciclos por año: >250


3.1.3 Participación de ERNC en Servicios Complementarios

Esta aplicación implica el uso de sistemas almacenamiento de energía para permitir que las

centrales de generación ERNC puedan participar del mercado de servicios complementarios

mediante la disposición de recursos técnicos para la coordinación de la operación del sistema

eléctrico.

3.1.4 Casos de Estudio

A continuación, se muestran dos casos de estudio en donde se favorece la integración de las

energías renovables mediante sistemas de almacenamiento de energía.

3.1.4.1 Hornsdale Power Reserve 129 MWh, Australia del Sur

El complejo Hornsdale Power Reserve es el sistema de baterías de Ion Litio en operación

más grande del mundo, ubicándose en Australia del Sur, compuesta por un conjunto de baterías

Tesla Powerpack de 100 MW con una capacidad de almacenamiento de 129 MWh de energía.

La instalación es propiedad conjunta de Tesla, el gobierno de Australia del Sur, y Neoen, un

desarrollador renovable de origen francés, cuyo objetivo del conjunto es proporcionar una

instalación de almacenamiento de energía mediante baterías para brindar estabilidad y mayor

confiabilidad a la red eléctrica de Australia del Sur y facilitar la integración renovable en el estado,

estando conectado junto al parque eólico Hornsdale de 315 MW.


41

Figura 3-6 Complejo Hornsdale Power Reserve de 100 MW / 129 MWh Tesla Powerpack (fuente: www.hornsdalepowerreserve.com.au)

El sistema se encuentra en operación desde el 1 de diciembre de 2017 en Australia del Sur,

destacando por ser construido en menos de 100 días. De esta forma, el estado de Australia del Sur

puede evitar los apagones típicos de la calurosa zona a la cual estaban afectos, solicitando la

energía de reserva almacenada en las baterías y también para suavizar las fluctuaciones del

suministro en los períodos de máxima demanda.

3.2 Aplicaciones en la generación convencional

También existen diversas aplicaciones en los sistemas de generación convencional.

Estos sistemas pueden proveer distintas aplicaciones tales como el Arbitraje de Energía y servicios

complementarios, los cuales se pueden observar en la Figura 3-7.

Figura 3-7 Principales aplicaciones en la generación convencional (fuente: Siemens)


42

3.2.1 Arbitraje de Energía

Mediante un mecanismo de arbitraje de precios, los sistemas de almacenamiento de energía

pueden aumentar la eficiencia de los generadores, absorbiendo energía de bajo costo en periodos

fuera de punta, para posteriormente, despachar y vender esa energía durante horas de punta

cuando su valor es mayor, tomando ventaja de una diferencia de precio de electricidad en el

mercado eléctrico denominado mercado spot. [18]

3.2.2 Servicios Complementarios

Los sistemas de almacenamiento de energía pueden prestar Servicios Complementarios (SS.CC),

entendiéndose por estos, los recursos técnicos presentes en las instalaciones de generación,

transmisión y distribución y de clientes no sometidos a regulación de precios con que debe contar

cada sistema eléctrico para la coordinación de la operación del sistema.

Las características de las principales aplicaciones de servicios complementarios en el segmento

de la generación, que los sistemas de almacenamiento de energía pueden prestar para la

coordinación de la operación del sistema se describen continuación.

3.2.2.1 Regulación de Frecuencia

La regulación o control de frecuencia corresponde al conjunto de acciones destinadas a mantener

la frecuencia de operación dentro de una banda predefinida en torno a la frecuencia de referencia,

corrigiendo los desequilibrios instantáneos entre la potencia generada y la potencia demandada

en un sistema eléctrico. [31]

En la prestación de servicios que pueden brindar los sistemas de almacenamiento de energía, se

distinguen dos acciones básicas para controlar y regular la frecuencia, como se muestra en la

Figura 3-8.

Figura 3-8 Esquema operacional de Regulación de frecuencia (fuente: Systep)


43

Control Primario de Frecuencia (CPF)

La prestación del servicio complementario de CPF, corresponde a la acción de control ejercida

por los sistemas de almacenamiento habilitados de forma tal, de modificar en forma automática

su nivel de potencia activa, con el objetivo de corregir las desviaciones instantáneas de frecuencia

y restablecer el equilibrio entre la generación y la demanda en un tiempo acotado, ya sea en

condiciones normales de operación o ante contingencias que provoquen un aumento o

disminución relevante de la frecuencia del sistema.

Control Secundario de Frecuencia (CSF)

La prestación del servicio complementario de CSF, corresponde a la acción ejercida por los

sistemas de almacenamiento habilitados de forma tal, de corregir la desviación permanente de

frecuencia, sosteniendo esto durante el tiempo necesario de hasta de 15 minutos, con tal de

restablecer la frecuencia del sistema interconectado en su valor nominal.

Para la aplicación Regulación de Frecuencia se tienen las siguientes consideraciones técnicas. [28]



Rango de duración de descarga: 15 minutos - 1 hora.

Mínimo de ciclos por año: 250 – 10.000

Tecnologías ESS aplicables: Baterías BESS, Flywheel y supercapacitor DLC.

3.2.2.2 Black Start o Plan de Recuperación de Servicio

Los sistemas de almacenamiento de energía pueden proveer un recurso de apoyo al Plan de

Recuperación de Servicio (PRS) a través de la acción orientada a restablecer el suministro eléctrico

de manera segura, confiable y organizada, en el menor tiempo posible, luego de ocurrido un

Apagón Total o Parcial en un sistema interconectado. [31]

De esta manera, el ESS puede proporcionar potencia de arranque similar a las centrales eléctricas

más grandes, si el sistema de almacenamiento está adecuadamente situado y hay una ruta de

transmisión clara a la central eléctrica desde la ubicación del sistema de almacenamiento.

Para la aplicación Black Start se tienen las siguientes consideraciones técnicas. [28]


Tiempo de respuesta: Minutos.

Rango de duración de descarga: segundos a horas.

Mínimo de ciclos por año: 10 – 20.

Tecnologías ESS aplicables: Baterías BESS, CAES.


44

3.2.2.3 Reserva en Giro

Los sistemas de almacenamiento de energía son utilizados para compensar la reserva en giro de

las centrales, que el operador le exige, para poder proveer de soporte a la regulación de frecuencia

del sistema y así la central podrá inyectar más energía a la red.

Para la aplicación Reserva en Giro se tienen las siguientes consideraciones técnicas. [28]



Rango de duración de descarga: Minutos a horas.

Mínimo de ciclos por año: 100 – 1.000.

Tecnologías ESS aplicables: Baterías BESS, Flywheel FES, CAES.

3.2.3 Caso de Estudio

A continuación, se muestra un caso de estudio como ejemplo en donde los sistemas de

almacenamiento de energía brindan servicio de apoyo a la generación convencional.

3.2.3.1 BESS Angamos 20 MW / 5 MWh, Chile

El sistema de almacenamiento de energía de baterías Ion litio “AES Angamos” de 20 MW de

capacidad instalada, se encuentra operacional en Chile desde el año 2012, adyacente a la central

termoeléctrica a carbón “Angamos” de 544 MW para brindar funciones de reserva en giro y ofrecer

así una capacidad de reserva avanzada.

De esta forma, el almacenamiento BESS permite que la termoeléctrica Angamos de AES Gener

aumente su generación de energía en un 4 % y ofrezca un servicio de 20 MW para reaccionar

rápidamente y hasta 15 minutos ante cualquier oscilación de frecuencia en la zona norte del país.

Figura 3-9 Central Termoeléctrica Angamos de 544 MW y BESS de 20 MW (fuente: AES Gener)


45

3.3 Aplicaciones ESS en la Transmisión y Distribución (T&D)

Los Sistemas de Almacenamiento de Energía (ESS) proveen de importantes beneficios en el

segmento de la transmisión y de la distribución. A continuación, se identifican y se describen las

principales aplicaciones de ESS para ambos segmentos.

3.3.1 Alivio de Congestiones

En períodos de demanda máxima, puede ocurrir que las líneas, de transmisión o distribución, no

proporcionen la suficiente capacidad para suministrar la energía de menor costo a las cargas

conectadas. Esta congestión en la transmisión puede aumentar el costo de la energía.

Los sistemas de almacenamiento de energía en posiciones estratégicas dentro de la red eléctrica

pueden ayudar a evitar los costos relacionados con la congestión. De esta forma, un sistema de

almacenamiento podrá ser cargado en horarios valle, y ser descargado cuando ocurre la

congestión o mayor demanda. Como tal, el sistema ESS para esta aplicación utiliza el

desplazamiento temporal y la gestión de la energía reactiva, pudiendo proporcionar ambos.

Para la aplicación de Alivio de congestiones se tienen las siguientes consideraciones técnicas. [28]


Tiempo de respuesta: Milisegundos.

Rango de duración de descarga: 1 hora – 4 horas.


Tecnologías ESS aplicables: Baterías BESS, superconductores magnéticos SMES.

3.3.2 Desfase de Inversiones

Un ESS puede retrasar y evitar la necesidad de inversiones en la Transmisión y Distribución. La principal consideración para esto es que un sistema de almacenamiento puede dar respaldo, y a su vez, proporcionar una capacidad incremental suficiente para aplazar una gran inversión global del sistema de transmisión o distribución. Siguiendo un razonamiento similar, se puede utilizar un ESS para reducir la carga en equipos que están cerca de su vida útil esperada, extendiendo así su vida útil. Para la aplicación Desfase de inversiones en la T&D, se tienen estas consideraciones técnicas. [28]

Rango de potencia del ESS: 10 MW – 100 MW

Tiempo de respuesta: Segundos.

Rango de duración de descarga: 1 hora – 8 horas




46

3.3.3 Caso de Estudio

3.3.3.1 Southern California Edison (SCE) 20 MW / 80 MWh, California, EEUU

El Estado de California y la empresa de Transmisión y Distribución “SCE” junto a Tesla tiene en

operación desde el año 2017 un sistema de baterías de 80 MWh de capacidad de almacenamiento

para reducir los problemas de confiabilidad causados por la suspensión de la planta de gas Aliso

Canyon. Así, la empresa de servicios de California mitigará el riesgo de apagones en la zona,

brindando un respaldo tal de energía suficiente para alimentar 15.000 hogares durante cuatro

horas.

Figura 3-10 BESS de 20MW/80MWh para Southern California Edison en S/E Mira Loma (fuente: Tesla)

47

4 Análisis Económico de los Sistemas de Almacenamiento de Energía En el presente capítulo se presenta un análisis económico de las diversas tecnologías de Sistemas

de Almacenamiento de Energía descritas anteriormente, identificando los proveedores por cada

tecnología, los costos de inversión para las tecnologías con despliegue comercial en el mercado,

y finalmente el desarrollo de un modelo de negocios para los Sistemas de Almacenamiento de

Energía, mediante el cual se busca crear ingresos y beneficios para aplicaciones dadas.

4.1 Identificación de proveedores

A través de la Tabla 4-1, se identifican los principales proveedores de tecnologías de

almacenamiento de energía de aquellos sistemas que han alcanzado despliegue comercial.

Tabla 4-1 Principales proveedores de tecnologías de almacenamiento de energía

Tecnología Principales proveedores

Pumped Hydro Storage Alstom Hydro, Andritz Hydro, General Electric, HMI Hydro,

Voith Hydro, MWH Global.

BESS de Ion-Litio NEC, LG Chem, ABB, Siemens, BYD, Samsung, GE, Bosch,

Panasonic, Tesla Energy.

Vanadio Redox VRFB Prudent Energy Inc, Cellstrom, Sumitomo, Primus Power.

Compressed Air CAES Dresser-Rand, General Compression Inc, Alstom, BBC,

Alacaes.

Flywheel FES Beacon Power, Vycon, Amber Kinetics, ABB.

Hidrógeno ESS H2 Linde AG/Siemens AG, Hydrogenics

Térmica MSES Abengoa Solar, SolarReserve, Highview Power, GE.

Supercapacitor DLC Maxwell Technologies, Ioxus, SciEssence Intl

4 Análisis Económico de los Sistemas de Almacenamiento de Energía

48

En la Tabla 4-2, se distinguen los principales fabricantes de Baterías de Ion litio, y sus principales

compradores y proveedores de soluciones de almacenamiento de energía BESS.

Tabla 4-2 Principales fabricantes de baterías de Ion litio

Principales fabricantes de

Baterías de Ion-Litio Proveedores de soluciones BESS

Samsung SDI Tesla - General Electric - ABB

LG Chem General Electric

Panasonic Tesla

4.2 Costos de Inversión

En esta sección se resumen los costos de inversión en dólares por Megawatt-hora de capacidad

de almacenamiento instalada para las distintas tecnologías de sistemas de almacenamiento de

energía que ya se encuentran en despliegue comercial en el mercado. Adicionalmente, para

compararlos de una mejor manera, se presentan los costos nivelados de almacenamiento según

la reconocida firma financiera Lazard en su reporte LCOS versión 2.0 [32].

El costo nivelado de almacenamiento, también conocido como “LCOS” por sus siglas en inglés

Levelized Cost of Storage, se enfoca en proporcionar una indicación robusta, considerando costos

de inversión y costos de operación y mantenimiento en el contexto de especificas aplicaciones en

la red eléctrica según el tipo de tecnología de almacenamiento a utilizar, logrando así hacer una

adecuada comparación entre las tecnologías.

Los costos de inversión y LCOS por tecnología de almacenamiento se presenta en la Tabla 4-3.

Tabla 4-3 Resumen de Costos de Inversión y LCOS por tecnología ESS al año 2017. [33]

En el estudio de asesoría financiera realizado por la firma global Lazard de finales de diciembre

de 2016, proyectando que a un horizonte de cinco años, de acuerdo a la reducción de costos de

fabricación a gran escala de las tecnologías, se espera que los costos de inversión de los sistemas

de almacenamiento de energía analizados se reduzcan significativamente, hasta en un 38% en

alguno de los casos, como el de las Baterías de Ion-Litio.

Tecnología ESS Costos de Inversión

(USD$/MWh)

Costos

Fijos O&M

LCOS

(USD$/MWh)

Vida Útil

Esperada η

PHS $ 238.000 – 350.000 1.0% $ 152 - 198 30 años 80%

CAES $ 146.000 – 210.000 1.0% $ 116 - 140 20 años 75%

Ion-Litio $ 385.000 – 489.000 0.6% $ 282 - 347 15 años 90%

NaS BESS $505.000 – 955.000 1.6% $ 320 - 803 10 años 82%

VRFB $710.000 – 934.000 0.8% $ 342 – 555 20 años 70%

Volante Inercia $750.000 – 1.015.000 1.6% $ 342 - 555 20 años 82%


49

En noviembre de 2017, Lazard publica el estudio de Levelized Cost of Storage (LCOS) v3.0 [33],

analizando esta vez sólo las tecnologías de baterías de Ion Litio, desde aplicaciones domiciliarias

hasta aplicaciones de gran escala. Este reporte proyecta que los sistemas de baterías de Ion-Litio,

para el año 2018 al 2021, tendrán costos de inversión de $313 y $247 MUSD/MWh para el

horizonte de 2021 de acuerdo con la reducción de costos de fabricación a gran escala, y a la

demanda esperada para aplicaciones en la electromovilidad, como se observa en la Figura 4-1.

Figura 4-1 Proyección en los Costos de Inversión BESS de Ion Litio 2017-2021 (fuente: Elaboración propia en base a [33])

4.3 Modelo de Negocio para un Sistema de Almacenamiento de Energía

Luego del análisis de las distintas tecnologías de almacenamiento de energía, en la presente

sección se examinan las oportunidades de negocio que tendrán los sistemas ESS a través de la

identificación del mercado junto a la propuesta de valor y la formalización para dicho modelo de

negocio.

Estos modelos de negocio consisten en los mecanismos mediante los cuales se pretende generar

ingresos y beneficios, identificando claramente de qué forma se pueden adquirir ganancias al

utilizar sistemas de almacenamiento de energía en el mercado eléctrico chileno.


50

A continuación, se proponen los siguientes modelos de negocio acorde al segmento de

generación de la electricidad.

4.3.1 Venta de energía y potencia mediante Contratos de Suministro

Como modelo de negocio se plantea una operación conjunta de una central de generación de

energía renovable ERNC con un sistema de almacenamiento de energía gestionando

temporalmente la energía eléctrica producida por su insumo primario, con el fin de que en su

conjunto puedan cumplir con un contrato de compraventa de energía adjudicado, también

conocido como Power Purchase Agreement (PPA), para abastecer los consumos de clientes

sometidos a regulación de precios según un determinado bloque de energía adjudicado o por

adjudicar.

4.3.1.1 Identificación de mercado

El mercado para esta aplicación está dado para los proyectos de generación de energía eólica de

una empresa que cuentan con contrato PPA para el suministro de potencia y energía eléctrica de

clientes regulados bajo el mecanismo de contratos para clientes regulados.

De esta forma, con la instalación de sistemas de almacenamiento de energía se puede modificar

el perfil de generación disponible de los proyectos ERNC con el fin de dar cumplimiento al

contrato PPA según la demanda horaria esperada a abastecer a clientes finales, y así evitar la

compra en el mercado spot en momentos de déficit de generación de energía del proyecto.

A continuación, se plantean dos esquemas de operación para el modelo de negocio presentado,

teniendo en consideración que para ambos casos, el excedente o déficit de energía según el

compromiso pactado en el contrato PPA, se deberá comercializar en el mercado spot. [34]

Esquema Operación A: La inyección de energía se realiza de acuerdo a un perfil de generación

abasteciendo un perfil de demanda constante, incluyendo el concepto de generador virtual para

que la Central ERNC y el sistema de almacenamiento en su conjunto, puedan suministrar una

potencia tal para abastecer el perfil de demanda del sistema dando cumplimiento al

abastecimiento de la demanda de clientes regulados según el fiel seguimiento al requerimiento

horario.

Esquema Operación B: La inyección de energía se realiza dando prioridad al Arbitraje de precios

de energía, es decir, se gestiona temporalmente la energía eléctrica, almacenando parte de la

energía generada que produce la central ERNC durante las horas de CMg bajo, normalmente en

bajos niveles de demanda, y que a través del ESS, le permitirá inyectar la energía en la red en las

horas de CMg alto, típicamente en las horas de demanda alta, obteniendo así su beneficio

económico de las diferencias del costos marginal (CMg) de la energía entre los distintos instantes.


51

4.3.1.2 Formulación del modelo de negocio

Una vez identificado el mercado potencial se debe formalizar el modelo de negocio desde el punto

de vista financiero. Para ambos esquemas de operación, se requiere modificar la ecuación

fundamental del negocio de la energía eléctrica para la integración de ESS. Para ello, se define la

“Generación variable” como el conjunto de la central de generación eléctrica compuesta por la

componente de generación y una componente de almacenamiento que inyectarán la energía al

Sistema Eléctrico Nacional valorizada a cierto costo marginal en la barra de inyección.

Figura 4-2 Esquema de operación del modelo de negocio (fuente: elaboración propia)

Los ingresos por concepto de energía para un proyecto de generación variable con PPA

adjudicado se obtienen por la ecuación (4-1). En ella, la energía que se inyecte mediante el sistema

conjunto se valorizará a cierto CMg en la barra de inyección, y la energía demandada se valorizará

a una resultante de la diferencia de precios entre el precio adjudicado y el CMg correspondiente

a la barra en que retira dicha energía demandada.

(4-1)

La ecuación (4-2) define la expresión asociada a la generación realizada por la operación conjunta de la central renovable y su componente de almacenamiento.

(4-2)

Para este modelo de negocio, considerando un proyecto con duración de 20 años, se deberá tener

en cuenta las siguientes consideraciones claves en los costos de inversión, para aplicaciones de

desplazamiento temporal de energía, según el reciente reporte de Lazard de noviembre de 2017,

como se observa en la Tabla 4-4.


52

Tabla 4-4 Consideraciones claves de Costos de Inversión para un proyecto de arbitraje de energía

PEAKER REPLACEMENT

(Arbitraje) BESS LITIO

Consideraciones Claves Potencia Nominal 100 MW

Duración 4 horas

Energía Utilizable 400 MWh

Duración del Proyecto 20 años Costos Inicial de Capital -

DC $307.000 – $397.000 USD/MWh

Costos Inicial de Capital -

AC $28.000 USD/MWh

Otros Costos de Inversión $50.000 – $64.000 USD/MWh

Costo de Inversión Total

Instalado $385.000 – $489.000 USD/MWh

Costos Capital de

Reemplazo – DC DC

Año 10 $189.000 – $338.000 USD/MWh

Año 15 $0 Costos Capital de

Reemplazo – AC AC

Año 10 $0

Año 15 $0 Costos O&M $2.440 – $3.060 USD/MWh

O&M (% de CAPEX) 0.63% Asumiendo Costo de Carga $ 30 USD/MWh

Eficiencia de la Tecnología 90% Levelized Cost of Storage

(LCOS) $282 – $347 USD/MWh


53

4.3.2 Prestación de Servicios Complementarios SS.CC.

Como una segunda opción de modelo de negocio existe la posibilidad de desempeñar un sistema

de almacenamiento para la prestación de servicios complementarios, tales como la regulación de

frecuencia, control primario y secundario de frecuencia, estabilidad de tensión, con el fin de

preservar la seguridad y confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional.

4.3.1.1 Identificación del mercado

El mercado para la aplicación de servicios complementarios podrán ser prestados a través de las

distintas instalaciones del Sistema Eléctrico Nacional mediante los recursos técnicos que éstas

dispongan, en particular, podrán aplicar para tales fines los proyectos de generación ERNC que

cuenten con una componente de almacenamiento, en particular a través de la potencia

conectada de sistemas de baterías (BESS) o sistemas de volantes de inercia, que con la habilitación

especial para efectuar retiros del sistema para la prestación de dicho servicio complementario,

podrán contribuir a mejorar la respuesta de frecuencia del Sistema Eléctrico Nacional frente a

variaciones rápidas de frecuencia y reduciendo así la necesidad del sistema de operar centrales

térmicas para tales fines.

4.3.1.2 Formulación del modelo de negocio

Según el reglamento de Servicios Complementarios analizado en el capítulo 2, la instalación de

sistemas de almacenamiento para la prestación de servicios complementarios que sean

requeridos por el Sistema Eléctrico Nacional deberá materializarse a través de procesos de

licitaciones o subastas establecidos por el Coordinador Eléctrico. De esta forma, la valorización y

remuneración de los SS.CC. corresponderán a lo que se resume en la Tabla 4-5.

Tabla 4-5 Valorización y remuneración de los SS.CC. (fuente: Elaboración propia)

Tipo de prestación para SSCC Valorización y remuneración de los SS.CC.

Licitación de SS.CC. Corresponderá al valor adjudicado en la licitación del

servicio complementario a prestar mediante una nueva

infraestructura por un período superior a 15 días.

Subastas de SS.CC. Corresponderá al valor adjudicado en la subasta del

servicio complementario a prestar durante un período

igual o inferior a 15 días.

Prestación directa u obligatoria Dicha prestación deberá ser valorizada y remunerada por

un “Estudio de Costos de Servicios Complementarios”,

que el Coordinador deberá licitar y aprobar cada 4 años.

No obstante, finalmente no se considera el modelo de negocio de prestación de servicios

complementarios, ni ingresos adicionales por dicho concepto. Se recomienda reevaluar cuando

se tenga claridad regulatoria y de precios.

54

5 Aplicación a un proyecto real de Generación Renovable En la presente sección se presentan dos proyectos de generación renovable reales que se

utilizarán como casos de estudio para evaluar la integración de un Sistema de Almacenamiento

de Energía y su metodología.

A. PARQUE EÓLICO UNO

El proyecto “Parque Eólico Uno”, cuya fecha de entrada en operación se espera para el año 2021,

corresponde a un proyecto de generación eólico que se emplazará en la comuna de Calama,

II región de Antofagasta, con una capacidad instalada de generación aproximada de 110 MW.

Figura 5-1 Perfil de generación del Parque Eólico Uno de 110 MW

Este proyecto estará conformado por 36 aerogeneradores de 3 MW cada uno, y de 99 metros de

altura, que conectados confluirán a una línea de transmisión de 220kV, la que se conectará al

Sistema Eléctrico Nacional en la subestación “El Abra” 220kV, valorizando toda la energía que

inyecte al sistema en la barra Crucero 220 kV.

Cabe destacar, que “Parque Eólico Uno” deberá suministrar un contrato PPA de 340 GWh-año a

partir del año 2021, obteniendo sus ingresos por venta de energía según se indica en Tabla 5-1.

0

20

40

60

80

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Pote

ncia

(MW

)

Horas

Proyecto Eólico Uno con PPA 2021

Demanda

Perfil Eólico

5 Aplicación a un proyecto real de Generación Renovable

55

Generación

Proyecto eólico

Energía

Comprometida

Punto de

Oferta

Precio de

Energía PPA

Precio Nudo

de Potencia

Fecha

Compromiso

PPA

351 GWh-año 340 GWh-año Polpaico $ 42,549

US/MWh

$ 8359,3

US/MW-mes 2021

B. PARQUE SOLAR FOTOVOLTAICO

El proyecto “Parque Solar Fotovoltaico”, cuya fecha de entrada en operación se estima para el año

2021, corresponde a un proyecto de generación solar fotovoltaico que se emplazará en la comuna

y provincia de Antofagasta, en la II región, con una capacidad instalada de generación de 100 MW.

Figura 5-2 Perfil de generación del Parque Solar Fotovoltaico 100 MW

El proyecto solar de 100 MW de capacidad instalada evacuará su energía mediante una línea de

transmisión de 220kV, la que se conectará al Sistema Eléctrico Nacional en la subestación Farellón

220kV, valorizando toda su energía que inyecte al sistema en la barra troncal más cercana,

correspondiente a O’Higgins 220 kV.

Para el caso de estudio se analizarán distintos contratos de compraventa de energía. Un caso

típico al que optan las ERNC es buscar adjudicarse Bloques de Suministro N° 2-B de energía, que

corresponde al bloque solar y que estará destinado a abastecer únicamente los consumos

comprendidos entre las 08:00 y las 17:59 horas. De esta forma, para un primer caso se considerará

un PPA adjudicado en el bloque 2-B, en el que deberá suministrar durante 20 años el equivalente

al 75% de su generación anual, y un 25% restante se comercializará en el Mercado Spot, según se

resume en la Tabla 5-2.

020406080

100

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Pote

ncia

(MW

)

Horas

Perfil Parque Solar Fotovoltaico con 75% PPA 2-B

Demanda

Perfil Solar FV

Tabla 5-1 Remuneración por Contrato PPA para el Parque Eólico Uno 110 MW


56

Generación

Proyecto FV

Energía

Comprometida

Punto de

Oferta

Precio de

Energía PPA

Precio Nudo

de Potencia Fecha PPA

306 GWh-año 229 GWh-año Polpaico $ 35,0

US/MWh

$ 7998,0

US/MW-mes 2021

Adicionalmente, para las Energías Renovables se espera que los sistemas de almacenamiento

como las baterías les permitan dar una mayor complementariedad para el abastecimiento seguro

de la demanda, logrando así parques solares fotovoltaicos mucho más competitivos que podrán

entregar energía día y noche.

Para lo anterior, se analizarán un segundo caso, considerando el proyecto “Parque Solar

Fotovoltaico” con un contrato PPA de suministro de energía del tipo 24/7 por un período de 20

años, con un suministro equivalente al 50% de su generación anual, donde el 50% restante se

deberá comercializar en el Mercado Spot, como se observa en la Figura 5-3.

Figura 5-3 Perfil de generación y demanda del Parque Solar Fotovoltaico con un PPA 24/7

De esta forma, el proyecto “Parque Solar Fotovoltaico”, con una generación promedio anual

correspondiente a 306 GWh-año, y ante una distinta contratación de suministro con un PPA 24/7,

sus ingresos por inyección de energía y potencia se remunerarán según los antecedentes que se

muestran en la Tabla 5-3.

Contrato de

Suministro

Energía

Comprometida

Punto de

Oferta

Precio de

Energía PPA

(US/MWh)

Precio Nudo

de Potencia

(US/MW-mes)

Fecha de

Inicio PPA

50% PPA 24/7 153 GWh-año Polpaico $ 35,0 $ 7998,0 2021

Tabla 5-2 Remuneración por Contrato PPA de Suministro N°2-B para el Parque Solar 100 MW

Tabla 5-3 Remuneración según distintos contratos PPAs de Suministro 24/7 el Parque Solar Fotovoltaico


57

5.1 Otras consideraciones

En la presente sección, se muestran ciertas consideraciones que se contemplarán para la

integración de los proyectos anteriormente descritos de generación renovable con Sistema de

Almacenamiento de Energía.

5.1.1 Sistema de Almacenamiento de Energía a implementar

La tecnología de almacenamiento de energía a evaluar en esta implementación constará de un

sistema de almacenamiento de energía en base a Baterías de Ion-Litio. Se opta por esta tecnología

debido a que se espera que dentro de los próximos años esta tecnología sea la de mayor desarrollo

debido al impulso de las aplicaciones en distribución, tales como electromovilidad y gestión de

energía en la red eléctrica; junto a la consumada experiencia en casos de éxito de integración de

energías renovables, eliminando su alternancia y proporcionando robustez al sistema eléctrico.

Figura 5-4 Vista representativa de un sistema BESS de 3 MW (fuente: NEC Energy Solutions)

Las características técnicas del sistema BESS a considerar según información recopilada de

distintos datasheets de proveedores de tecnologías BESS, se muestra en la Tabla 5-4.

Tecnología ESS

Potencia

Nominal

Máxima

Capacidad de

Almacenamiento

Máxima

Eficiencia

del Sistema

ESS

Vida útil (N° de ciclos

de carga y descarga)

Baterías Ion Litio <100 MW Indefinida 90% ≥ 4.000 hasta

10.000 máximo

Tabla 5-4 Características técnicas del Sistema de Almacenamiento BESS (fuente: Elaboración Propia)


58

5.1.2 Costo Marginal de Energía (CMg)

El costo marginal de energía para cada barra se entenderá como aquel costo en que el sistema

eléctrico en conjunto incurre para suministrar una unidad adicional de energía eléctrica dado un

nivel de producción. Su unidad de cálculo es en dólares por Megawatt por hora (US$/MWh). [22]

De acuerdo a la regulación vigente del Reglamento de Coordinación y Operación del Sistema

Eléctrico Nacional analizada en el capítulo 2, las inyecciones de energía que realice la Central

Renovable con la componente de almacenamiento en su conjunto, serán valorizadas al Costo

Marginal de dicha energía en la barra de inyección, que corresponderá al CMg que el Coordinador

Eléctrico Nacional determine hora a hora en la barra troncal más cercana a su punto de conexión,

en conformidad al proceso de Programación de la Operación que éste realiza en el despacho de

unidades de generación.

Para efectos de este proyecto de título, se utilizaron los valores de costo marginal horario de la

operación real del Sistema Eléctrico Nacional correspondientes al año 2015, disponible desde la

plataforma web de costos marginales reales de energía del Coordinador Eléctrico Nacional [35],

valores sensibilizados mediante un escenario simplificado considerando una gran disminución

en los CMg en aquellas horas de sol, que se prevé al año 2021 tendrá una gran inserción de energía

renovable en el Sistema Eléctrico Nacional.

Figura 5-5 Costos Marginales de día promedio en la Barra Crucero 220 kV (fuente: Elaboración propia)

0102030405060708090

100

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Cost

o M

argi

nal (

USD/

MW

h)

Horas

Costo Marginal Promedio Barra Crucero 220 kV para el año 2021


59

5.1.3 Potencia de Suficiencia

De acuerdo a la regulación nacional analizada en el capítulo 2, la Potencia de Suficiencia

preliminar de cada unidad generadora o Sistema de Almacenamiento de Energía se obtendrá

mediante un análisis probabilístico, evaluando el valor esperado de la potencia que ellos aportan

a la Suficiencia de Potencia para el abastecimiento de la Demanda de Punta, correspondiente a la

demanda promedio de los 52 mayores valores horarios de la curva de carga anual.

A partir de dicha potencia, y valorizada en cada barra a precio de nudo de potencia, los ingresos

por concepto de potencia para una Central Renovable con capacidad de almacenamiento se

obtienen por la ecuación (5-1).

(5-1)

En cuanto a la literatura relacionada a la estimación de pagos por suficiencia a centrales de

energías renovables no convencionales, con énfasis en el tratamiento de la variabilidad de

generación en el reconocimiento del pago por suficiencia, cuyo concepto en inglés corresponde

al de “capacity value”, se identificó el trabajo de Sioshansi, Madaeni, & Denholm de 2014, quienes

propusieron un método de programación dinámica estimaron que el pago por capacidad para

sistemas de almacenamiento mediante baterías, con capacidad de descarga de 1 a 10 horas

debiese tener pagos por potencia de suficiencia que van desde el 40% al 100% de su capacidad

nominal. [36]

No obstante, de acuerdo a lo que se espera regulatoriamente en Chile y bajo la metodología

vigente de cálculo, en particular con la “Norma Técnica de Transferencias de Potencia”,

el máximo reconocimiento de potencia de suficiencia al cual se podría optar seria cercano al

factor de planta de la central ERNC.

En concordancia con lo anterior, y con efectos de simplificar el análisis correspondiente al pago

anual por concepto de potencia de suficiencia que recibiría una central renovable con capacidad

de almacenamiento, se tendrán las siguientes consideraciones para los ingresos por potencia:

Proyecto Potencia

Instalada % Aporte a la Suficiencia

Precio Nudo de

Potencia (US/MW-

año)

Parque Eólico Uno 110 MW 35% Capacidad nominal $ 100.311,6

(US/MW-año)

Parque Solar Fotovoltaico 100 MW 27% Capacidad nominal $ 95.976,0

(US/MW-año)

Tabla 5-5 Consideraciones para los Ingresos por Potencia para los proyectos de prueba


60

5.2 Modelo de optimización del sistema

En la presente sección se procede a proponer un modelo de optimización bajo parámetros a

utilizar para el dimensionamiento óptimo de un Sistema de Almacenamiento de Energía,

identificando en un principio diversos estudios previos de la literatura con relación al desafío a

abordar, dando énfasis en la función objetivo, las restricciones utilizadas, y en los algoritmos a

emplear para resolver el problema.

5.2.1 Descripción del problema de optimización

El desafío mediante la cual se pueden obtener estos beneficios en el segmento de interés, la

generación renovable, será abordado considerando el modelo de negocios planteado en el

capítulo anterior, suministrando potencia y energía eléctrica a clientes regulados de acuerdo a un

contrato de compraventa de energía “PPA”, el que deberá cumplir un proyecto de generación

renovable con capacidad de almacenamiento.

Es por ello que se buscará optimizar el dimensionamiento del Sistema de Almacenamiento de

Energía, considerando las características de la tecnología BESS a implementar, e integrando a la

formulación matemática lo que establece la regulación para un mismo punto de conexión tanto

para el sistema de almacenamiento como para la Central Renovable. Con lo anterior, se busca

definir una función objetivo y sus restricciones, con tal de maximizar los ingresos operacionales

para un proyecto de generación de Energía Renovable con capacidad de almacenamiento.

5.2.2 Revisión Bibliográfica

En esta subsección se desarrolla una revisión bibliográfica sobre cómo ha sido modelado el

problema del dimensionamiento de los sistemas de almacenamiento de energía en el transcurso

de los años. Se analiza las diversas funciones objetivo que se han utilizado, los enfoques mono-

objetivo o multi-objetivo, las restricciones y las metodologías implementadas con énfasis en la

integración de sistemas de almacenamiento para centrales de generación renovable.

Un primer acercamiento al problema se observa en el año 1995, en donde Maly & Kwan, mediante

la Programación Dinámica (DP) busca minimizar los pagos de electricidad, disminuyendo los

costos de energía y potencia de un BESS a través de un esquema óptimo de carga y descarga para

prolongar la vida útil del sistema de baterías. [37]

En 2007, Oudalov, Cherkaoui & Beguin, también mediante DP, proponen una metodología para

el dimensionamiento y operación óptima de un BESS con el objetivo de realizar la operación de

recorte de punta. La función objetivo minimiza los costos de energía mientras se satisfacen las

restricciones físicas del sistema de baterías. [38]

En ese mismo año 2007, Brunneto & Tina, estudian el dimensionamiento óptimo de un sistema

de almacenamiento de hidrógeno para el desplazamiento temporal de la energía generada de un

parque eólico, obteniéndose beneficios por priorizar la inyección de energía a la red cuando los

precios de mercado spot son más altos. Se emplean dos métodos: aproximación lineal (LP), donde


61

se fija una operación del ESS, y optimización dinámica (DP), donde además se optimiza la

operación del sistema de almacenamiento. En ambos métodos las variables de entrada son datos

históricos de producción de energía eólica y precios del mercado spot. Ambos modelos se simulan

para un conjunto de dimensiones, obteniéndose el óptimo al seleccionar la mejor utilidad. Se

concluye que la optimización dinámica obtiene mejores resultados debido a que la operación

predeterminada en la aproximación lineal disminuye bastante el rendimiento. [39]

En 2008, Thu Le & Quang Nguyen presentan un interesante planteamiento analítico a través de

Cálculo Directo para el dimensionamiento óptimo de un Sistema de Almacenamiento de Energía

para proveer la aplicación de consolidación de potencia o capacity firming para un parque eólico

conectado a la red, que utilizando un control simple prioriza el almacenamiento durante

superávit de energía eólica, el cual luego inyecta bajo déficit. Aquí se presenta un análisis

económico con el fin de maximizar los beneficios tanto para el desarrollador del parque eólico

como para la red. A través del planteamiento se define un conjunto de dimensiones para el ESS,

para luego calcular la utilidad para cada dimensión y así seleccionar la óptima. Finalmente se

desarrolla un caso de estudio con el método por cálculo directo optimizando el ESS con el fin de

efectuar desplazamiento temporal de la energía generada por 8 parques y permitir así una mayor

integración de ERNC. Las ventajas del modelo de este caso de estudio es su modelación simple, y

las desventajas son la no consideración de la naturaleza estocástica del viento, demanda y precios.

[40]

En ese mismo año 2008, Wang, Vilathgamuwa & Choi encuentran el tamaño óptimo de un BESS

definiendo la especificación de potencia y energía con el objeto de mantener una potencia de

salida constante en un Parque Eólico teniendo como entrada datos históricos de generación. Este

dimensionamiento del sistema BESS se determina analíticamente de la diferencia entre la salida

de potencia constante y la generación eólica predefinida, optimizando mediante búsqueda

exhaustiva para maximizar la mejor relación de ingresos e inversión para el parque eólico. [41]

En 2011, Brekken, Yakochi, Jouanne, Yen, Hapke & Halamay, analizan las metodología del control

simple y difuso, y de redes neuronales simple y avanzada, con el objetivo de disminuir el error

mediante control, entre la energía pronosticada y la energía inyectada por el parque eólico,

manteniendo así la potencia entregada del parque eólico dentro de un rango de predictibilidad

definido por una política energética restrictiva a la incorporación de energías renovable de -4%

de predictibilidad, durante 90% del tiempo en una predicción de una hora. En este caso, tanto la

energía generada por el parque y los precios del mercado son datos históricos. De esta forma se

obtienen las utilidades en función de la potencia y energía del sistema de baterías BESS. [42]

Ese mismo 2011, Li, Choi, Yuan & Yao, estudian los niveles de carga y descarga de un BESS son

determinados en base a datos históricos de un parque eólico, con el objetivo de minimizar el

número de ciclos de carga y descarga de una batería. La capacidad de almacenamiento del BESS

se determina numéricamente aplicando esta regla a varios tamaños, cuyos resultados de energía

y energía se determinan, maximizando la relación entre el tiempo de duración de la batería y la

inversión. [43]


62

En 2012, Shu & Jirutitijaro, plantean optimizar el dimensionamiento del ESS maximizando las

utilidades provistas por éste efectuando desplazamiento de carga. La energía generada por el

parque eólico y los precios de la red eléctrica se modelan como parámetros de entrada

estocásticos. La metodología aplicada en este caso consiste en un método de optimización

estocástico de dos etapas. En la primera etapa, antes de la realización de las variables aleatorias,

la variable de decisión es la dimensión del ESS, en potencia y energía. En la segunda etapa,

después de la realización de las variables aleatorias, se optimizan las decisiones operacionales del

sistema de almacenamiento de energía. Este modelo de optimización se resuelve con

programación estocástica (SP) a través de SAA3. La ventaja de este método está en la optimización

del SAE considerando la naturaleza estocástica de la energía eólica y precios del mercado

eléctrico. [44]

En ese mismo año 2012, Thu Le, Santoso & Nguyen. plantean un método de aplicación de

Búsqueda Exhaustiva para regular la variabilidad de los parques eólicos, permitiendo una mayor

integración de energía eólica y aumentando la estabilidad de tensión de la Red a través de un

sistema de almacenamiento por Aire Comprimido CAES. La aplicación propuesta es desarrollada

en tres pasos: Primero se calcula un perfil de salida referencial a través del Flujo de Potencia

Óptimo; segundo, se define un esquema de carga y descarga de la operación del ESS; y tercero, se

determina el dimensionamiento óptimo del ESS, balanceando tanto los beneficios como los

costos del sistema del almacenamiento para maximizar las utilidades del proyecto ESS. [45]

En 2014, Akhavan & Mohsenian, presentan los posibles ingresos independientes que el BESS

puede obtener en el mercado del día siguiente y en el mercado de reserva por hora en una red con

alta penetración eólica. El tamaño del BESS y la ubicación se analizan por separado en un marco

estocástico que opera con parámetros estocásticos, según el funcionamiento de los precios en los

distintos mercados del “día siguiente” y en el de “reserva”, para resolver un problema de

pre-despacho de unidades generadoras mediante MILP con datos estocástico. [46]

Tesis Nacionales

En 2013 se encuentran dos trabajos de la Universidad de Chile, donde Lavados [47] propone tres

distintos casos en los que se utilizan BESS conectados a la red, para cumplir distintas funciones

que pueden generar utilidades a los diferentes actores del mercado eléctrico. El más relevante, es

el segundo caso, basado en que generadores de energía eólica almacenen energía en horas valle

para venderla en momentos en que su precio es más alto, simulándose bajo distintos escenarios,

llevándose a cabo una evaluación económica completa.

Por su parte, Bilbao [48], en su memoria de título optimiza el tamaño del sistema de

almacenamiento asociado a un parque eólico en términos de energía y potencia. La optimización

se realiza de forma de maximizar las utilidades del conjunto parque eólico más almacenamiento

de tipo BESS NaS. La estrategia utilizada consiste en almacenar energía durante periodos de

precios bajos en el mercado spot e inyectar dicha energía durante periodos de precios altos. Como

resultado se concluye que los precios de la tecnología NaS no se logra un proyecto rentable debido

a sus altos costos.


63

En 2014, Montezuma [49] evalúa el desempeño de los sistemas de almacenamiento en base a

baterías (BESS) y de sus diversas tecnologías con un modelo que caracterice el BESS en el

problema de predespacho de unidades de un sistema eléctrico con alto nivel de penetración de

energía renovable variable. El modelo lineal entero mixto (MILP) es utilizado tomando como base

la formulación del problema de predespacho de un trabajo planteado para una microrred

existente y un SEP.

En 2015, Quintero [50] propone un método de programación lineal, el cual consiste en modificar

el modelo hidrotérmico de predespacho MIP-UC que utiliza el Centro de Energía de la FCFM de

la Universidad de Chile, para poder estudiar los efectos del uso de sistemas de almacenamiento

en el sistema interconectado central, contribuyendo a la identificación de los puntos del SIC

donde sería atractiva la aplicación de sistemas de almacenamiento de energía.

Tabla 5-6 Revisión Bibliográfica Modelos de Optimización de Almacenamiento

Referencia Año Método de

optimización Objetivo Función Objetivo

Tecnologías

ESS

Maly [37] 1995 DP Mono Min. costos de

Operación BESS

Oudalov [38] 2007 DP Mono Min. costos de

Energía BESS

Brunneto [39] 2007 LP Mono Máx. utilidades H2

Thu Le [40] 2008 DC Mono Máx. utilidades CAES

Wang [41] 2008 ES Mono Máx. utilidades BESS

Brekken [42] 2011 CD Mono Mín. Error de

despacho

VRFB

Li [43] 2011 ES Mono Min. pérdidas BESS

Shu [44] 2012 ABC Mono Máx. Utilidades CAES

Thu Le [45] 2012 ES Multi Máx. Utilidades y

Min. pérdidas CAES

Akhavan [46] 2014 MILP Mono Max. Ganancias BESS

Lavados [47] 2013 CD Mono Máx. Valor presente BESS

Bilbao [48] 2013 CD Mono Máx. utilidades NaS

Montezuma

[49] 2014 MILP Mono

Min. Costos totales

de Operación del

sistema

BESS

Quintero [50] 2015 LP Mono

Min. costos de

Operación del

sistema

BESS


64

5.2.3 Metodología propuesta

El problema del dimensionamiento óptimo de sistemas de almacenamiento de energía para la

integración de fuentes de generación renovable ha sido abordado en la literatura con el enfoque

principal en dos objetivos: el beneficio sistémico de minimizar el costo total de operación en el

despacho de unidades de generación cumpliendo con el suministro de la demanda dentro de las

restricciones de seguridad del sistema; y, por otra parte, maximizar las utilidades para el conjunto

de generación renovable y sistema de almacenamiento.

El método de optimización aplicado en este trabajo se basa en una visión propia, donde se aplica

el método de Programación Lineal Entera Mixta (MILP), considerando datos de entrada

determinísticos con resolución horaria de los parámetros relacionados a un proyecto de

generación renovable inserto en el Mercado Eléctrico Chileno considerando distintos contratos

PPA de suministro de energía que pueden proveer las centrales ERNC con la gestión temporal de

su insumo primario mediante un Sistema de Almacenamiento de energía (ESS) con el fin de

evaluar los ingresos adicionales de energía que se tendrá con la operación del conjunto,

mitigando a su vez el riesgo de compra de energía en el mercado spot. De esta forma, el objetivo

principal al utilizar MILP es proponer una metodología simplificada de la operación de la gestión

temporal de energía para una central renovable, utilizando variables enteras y continuas

mediante un lenguaje de código abierto de programación Pyomo, para posteriormente resolver

el problema usando el motor de optimización del software CPLEX para dimensionar el sistema de

almacenamiento BESS con tal de maximizar los ingresos en la operación real del proyecto.

El esquema de la metodología utilizada se presenta mediante el diagrama de la Figura 5-6.

Figura 5-6 Diagrama de la metodología de optimización MILP propuesta (fuente: Elaboración propia)


65

5.3.4.1 Datos de entrada

Como datos de entrada para la metodología propuesta, se tienen los siguientes.

Perfil de generación horario: Corresponde a la generación horaria del proyecto de energía

renovable a dimensionarle un sistema de almacenamiento de energía.

Perfil de demanda comprometida: Corresponde al perfil horario de la demanda que debe

abastecer según el contrato PPA el proyecto de generación renovable en conjunto con el sistema

de almacenamiento de energía integrado

Costos Marginales: Corresponde a los costos marginales horarios en la barra de inyección en la

cual se valoriza la energía inyectada por la central renovable con capacidad de almacenamiento.

Datos técnicos del BESS: Corresponde a los parámetros operacionales del sistema de

almacenamiento de baterías (BESS), considerando la eficiencia del sistema, la capacidad de

almacenamiento máxima y los ciclos de operación carga/descarga máximos del sistema.

5.2.4 Formulación del problema de optimización

Con la finalidad de maximizar los ingresos de la operación en conjunto de la central renovable

con capacidad de almacenamiento se procede a la formulación del problema, definiendo los

parámetros de entrada, variables, la función objetivo y sus restricciones.

5.3.4.1 Parámetros de entrada y conjunto

A continuación, se define el siguiente conjunto y parámetros de entrada.

Conjunto:

: Conjunto de horas “h” correspondiente al periodo de operación de un año del

proyecto de generación renovable, i.e., 8760 datos.

Parámetros entrada:

: Costo marginal de energía (CMg) en la hora “h”, a la cual se valoriza la energía

inyectada en la barra de trasferencia de la Central renovable con capacidad de almacenamiento.

: Costo marginal de energía (CMg) en la hora “h” en barra de retiro de demanda.

: Precio adjudicado según contrato PPA del proyecto de generación renovable.

: Perfil de generación de la Central Renovable disponible en la hora “h”.

: Potencia máxima del proyecto de generación, en MW.

: Energía demandada en la hora “h” según contrato PPA a abastecer.


66

: Capacidad nominal del Sistema de Almacenamiento de Energía, en MWh.

: Eficiencia del Sistema de Almacenamiento de Energía (ESS)

: Costo falla para penalizar la Demanda no suministrada del contrato PPA.

: Número de ciclos máximos de descarga por período, que tiene un Sistema de

Almacenamiento (ESS), de acuerdo con su vida útil esperada.

: Energía almacenada en el estado inicial de carga del sistema ESS.

5.2.4.2 Variables

Para la formulación del problema, se definen las siguientes variables.

Variable binaria que indica “modo carga” del sistema de almacenamiento (ESS) en la

hora "h" de operación.

Variable binaria que indica “modo descarga” del sistema de almacenamiento (ESS) en la

hora "h” de operación.

Nuevo perfil de generación de la Central Renovable en la hora “h” de operación, con la

componente de almacenamiento de energía que modifica el perfil del proyecto original.

Cantidad de Energía inyectada por ESS hacia el Sistema Eléctrico en la hora “h”,

previamente almacenada en la componente de almacenamiento (Modo Descarga del BESS).

Cantidad de Energía retirada por el ESS desde la Central Renovable para cargar la

componente de almacenamiento del proyecto en la hora “h” (Modo Carga del BESS).

Cantidad de Energía almacenada por el sistema de almacenamiento (ESS) en la hora “h”.

Cantidad de energía generada por una “Central ficticia de falla” que permite abastecer

la demanda no suministrada en la hora “h” de operación.

5.2.4.3 Función Objetivo

Con el objeto de maximizar los ingresos que generará la operación comercial de los futuros

proyectos renovables con ingresos por venta de energía y potencia mediante contratos PPA,

Power Purchase Agreement, y que también tendrá ingresos a través de la gestión temporal de la

energía utilizando Sistemas de Almacenamiento de Energía (ESS). A continuación, en la ecuación

(5-2) se presenta la función objetivo del problema a optimizar.


67

(5-2)

(5-3)

5.2.4.4 Restricciones

La función objetivo se encuentra sujeta a las siguientes restricciones operacionales.

Restricción de exclusividad para modos de Carga y Descarga de un ESS

(5-4)

(5-5)

(5-6)

Las ecuaciones (5-4) y (5-5) corresponden a variables binarias que indican la energía máxima a

inyectar o a cargar respectivamente, no podrán superar la potencia máxima del proyecto.

Mientras que (5-6) indica que el modo carga y descarga del BESS no pueden ocurrir

simultáneamente.

Restricción de Inventario de la energía almacenada

(5-7)

(5-8)

Restricción de Capacidad de Almacenamiento (*con Activación y Desactivación)

(5-9)

(5-10)

Restricción de Satisfacer Demanda Comprometida

(5-11)

Restricción de Ciclos de Carga y Descarga del ESS

(5-12)

(5-13)


68

Restricciones de Dominio

(5-14)

5.3 Análisis y Resultados

En esta sección se muestran los análisis y simulaciones realizadas al aplicar la metodología

planteada en la presente memoria de título, para los casos eólico y solar fotovoltaico, a través del

ambiente de simulación de Python.

5.3.1 Caso Eólico

A continuación, se presenta el caso eólico analizado, correspondiente al parque eólico Uno, de

110 MW en capacidad instalada y con un contrato PPA para suministrar de energía a clientes

finales, según lo adjudicado, y en el cual, a través de la gestión temporal de su energía, se busca

maximizar los ingresos mediante un sistema de almacenamiento de energía de baterías de Ion-

litio, con fines de dimensionar el sistema BESS.

5.3.1.1 Operación diaria

Para el proyecto eólico, considerando una operación de 24 horas para el caso base, sin

almacenamiento de energía, y abasteciendo la demanda comprometida según su respectivo PPA

adjudicado en la licitación 2015/01, se puede observar a través de la Figura 5-7, que, con un perfil

de generación eólico para un día promedio, considerando la valorización de la energía de los

respectivos costos marginales en las barras de transferencia, se obtienen ingresos de

$ 38,5 MUSD/día por de venta de energía de acuerdo al PPA adjudicado.

Figura 5-7 Operación de 24 horas para el Caso Eólico base


69

Ahora, mediante la integración de almacenamiento de energía y la gestión de energía de la central

renovable, se presentan los resultados de los dos esquemas de operación analizados en el modelo

de negocio: Dar seguimiento a un perfil de demanda y el de arbitraje de energía.

o Para un esquema de operación A: Se maximizan los ingresos por concepto de gestión de

energía para cumplir con el abastecimiento de la demanda comprometida según un PPA,

es decir, se intenta seguir la curva de la demanda, como se muestra en la Figura 5-8.

Figura 5-8 Esquema de operación A : 24 horas para caso eólico con un ESS de 35 MW/100MWh (codificación 110)

Considerando este esquema de operación, cubriendo la demanda según el PPA adjudicado, y así

minimizando el riesgo de compra de energía en el mercado spot, a través de un almacenamiento

de energía de 35 MW de potencia, y una capacidad de almacenamiento de 100 MWh, se obtienen

ingresos totales por venta de energía del orden de $40,9 MUSD/día, es decir, al dar seguimiento a

la curva de demanda con el sistema BESS indicado se obtiene un incremento en los ingresos de

6% con respecto al caso base.


70

o Para un esquema de operación B: Maximizando los ingresos, y privilegiando el Arbitraje

de precios de energía, por sobre el abastecimiento de la Demanda comprometida según

un PPA, es decir, se intenta inyectar en la hora peak, como se muestra en la Figura 5-9.

Figura 5-9 Esquema de operación B : 24 horas para caso eólico con un ESS de 75 MW/80MWh (codificación 011)

Considerando este esquema de operación, privilegiando el arbitraje de precios de energía, a

través de un almacenamiento de energía de 75 MW de potencia, y una capacidad de

almacenamiento de 80 MWh, se obtienen ingresos totales por venta de energía del orden de

$ 41,8 MUSD/día, es decir, mediante el arbitraje de energía con el sistema BESS indicado se

obtiene un incremento de 8% en los ingresos con respecto al caso base sin almacenamiento.


71

5.3.1.2 Operación semanal

Para el proyecto eólico, considerando una operación de 168 horas para el caso base, sin

almacenamiento de energía, y abasteciendo la demanda comprometida según su respectivo PPA,

se puede observar a través de la Figura 5-10, que, con un perfil de generación eólico para una

semana promedio, considerando la valorización de la energía de los respectivos costos

marginales en las barras de transferencia, se obtienen ingresos del orden de

$ 268 MUSD/semana por venta de energía de acuerdo al PPA adjudicado.

Figura 5-10 Operación de 168 horas para el Caso Eólico base



de negocio.


energía para cumplir con el abastecimiento de la Demanda comprometida según un PPA,

como se muestra en la Figura 5-11, es decir, se intenta seguir la curva de demanda.


72



minimizando el riesgo de compra de energía en el mercado spot, a través de un sistema de

almacenamiento de energía de 35 MW de potencia, y una capacidad de almacenamiento de

100 MWh, se obtienen ingresos totales por venta de energía del orden de $289 MUSD/semana, es

decir, al dar seguimiento a la curva de demanda con el sistema BESS indicado se obtiene un

incremento en los ingresos de 7% con respecto al caso base.


73



un PPA, como se observa en la Figura 5-12, es decir, se intenta inyectar en las horas peak.



través de un almacenamiento de energía de 75 MW de potencia, y una capacidad de

almacenamiento de 80 MWh, se obtienen ingresos totales por venta de energía del orden de

$ 290 MUSD/semana, es decir, mediante el arbitraje de energía con un sistema BESS se obtiene

un incremento de 9% en los ingresos con respecto al caso base sin almacenamiento.


74

5.3.1.3 Operación anual

Para el proyecto “Parque Eólico Uno”, considerando una operación anual de 8.760 horas, y que

mediante la energía generada abastece la demanda comprometida según su respectivo PPA,

como se observa en la Figura 5-13, se obtienen ingresos estimados de $ 12,3 MMUSD/año,

por venta de energía de acuerdo al PPA adjudicado.

Figura 5-13 Operación anual del Caso Eólico base durante las 8.760 horas



de negocio.

o Para un esquema de operación A: Maximizando los ingresos, cumpliendo con el

abastecimiento de la Demanda comprometida según un PPA, en Figura 5-14 se puede

observar el comportamiento anual del sistema de almacenamiento de energía.



75


minimizar el riesgo de compra de energía en el mercado spot, a través de un sistema de

almacenamiento de energía de 40 (MW) de potencia, y una capacidad de almacenamiento de

100 (MWh), se obtienen ingresos totales por venta de energía del orden de $13,4 MMUSD/año,

es decir, al dar seguimiento a la curva de demanda con el sistema BESS indicado se obtiene un

incremento en los ingresos de 9,5% con respecto al caso base.


de precios de energía, por sobre el abastecimiento de la Demanda comprometida,

el sistema BESS tiene un comportamiento anual como se observa en la Figura 5-15.


Considerando este esquema de operación anual, privilegiando el arbitraje de precios de energía,

a través de un sistema de almacenamiento de energía de 90 (MW) de potencia, y una capacidad

de almacenamiento de 100 (MWh), se obtienen ingresos totales de $ 13,6 MMUSD/año,

vale decir, mediante el arbitraje de energía con el sistema BESS indicado se obtiene un

incremento de 10,7% en los ingresos con respecto al caso base sin almacenamiento.


76

5.3.2 Caso Solar: PPA Bloque 2-B

A continuación, se presenta el caso analizado, correspondiente al proyecto “Parque Solar

Fotovoltaico”, de 100 MW en capacidad instalada y con un contrato PPA para suministrar de

energía en el bloque solar 2-B, y en el cual, a través de la gestión temporal de su energía, se

maximizan los ingresos mediante un sistema de almacenamiento de energía de baterías de

Ion-litio, con fines de dimensionar el sistema BESS.


Para el proyecto fotovoltaico, considerando una operación de un día promedio, como se muestra

en la Figura 5-16, donde se observa el perfil de generación del proyecto solar versus su

valorización de la energía, mediante el cual se obtienen ingresos de $ 33,3 MUSD/día,

por venta de energía de acuerdo al PPA adjudicado.

Figura 5-16 Operación de 24 horas para el Caso solar base

Considerando ahora, la integración de almacenamiento de energía BESS para el parque solar

fotovoltaico, se presentan los siguientes casos, según los distintos esquemas de operación para el

modelo de negocio analizado.



como se muestra en la Figura 5-17.


77

Figura 5-17 Esquema de operación A : 24 horas para caso solar con un ESS de 22 MW/40MWh (codificación 111)

Considerando este esquema de operación, cubriendo la demanda según el PPA solar adjudicado,

a través de un sistema de almacenamiento de 22 (MW) de potencia, y una capacidad de

almacenamiento de 40 (MWh), se obtienen ingresos totales por venta de energía equivalentes a

$34,2 MUSD/día, vale decir, al dar seguimiento a la curva de demanda con el sistema BESS

indicado se obtiene un incremento en los ingresos de 3% con respecto al caso base.


78

o Ahora, para un esquema de operación B: Maximizando los ingresos, y privilegiando el

Arbitraje de precios de energía, por sobre el abastecimiento de la Demanda

comprometida según un PPA, se observa en la Figura 5-18.

Figura 5-18 Esquema de operación B : 24 horas para caso solar con un ESS de 70 MW/75MWh (codificación 011)


través de un sistema de almacenamiento de energía de 70 (MW) de potencia, y una capacidad de

almacenamiento de 80 (MWh), se obtienen ingresos totales por venta de energía del orden de

$ 36,6 MUSD/día, es decir, mediante el arbitraje de energía con el sistema BESS indicado,

se obtiene un incremento de 9% con respecto al caso base sin almacenamiento.


79


Para el proyecto “Parque Solar Fotovoltaico”, considerando una operación de 168 horas para el

caso base, sin almacenamiento de energía, y abasteciendo la demanda comprometida según un

PPA solar, se puede observar a través de la Figura 5-19, que, con un perfil de generación solar

fotovoltaico, para una semana promedio, y considerando la valorización de la energía de los

respectivos costos marginales en las barras de transferencia, se obtienen ingresos del orden de

$ 231 MUSD/semana, por venta de energía de acuerdo al PPA adjudicado.

Figura 5-19 Operación de 168 horas para el Caso Solar base PPA 2-B



de negocio considerando un PPA a cubrir en las horas de sol.



como se muestra en la Figura 5-20, es decir, en el que se intenta seguir la curva de

demanda.


80

Figura 5-20 Esquema de operación A : 168 horas para caso solar con un ESS de 35 MW/45MWh (codificación 111)

Considerando este esquema de operación, cubriendo la demanda según el PPA solar adjudicado,

a través de un sistema de almacenamiento BESS de 35 (MW) de potencia, y una capacidad de


$237 MUSD/semana, vale decir, al dar seguimiento a la curva de demanda con el sistema BESS



81

o Ahora, considerando un esquema de operación B: Maximizando los ingresos, y

privilegiando el Arbitraje de precios de energía, por sobre el abastecimiento de la

Demanda comprometida según un PPA, se observa en la Figura 5-21.

Figura 5-21 Esquema de operación B : 24 horas para caso solar con un ESS de 70 MW/75 MWh (codificación 011)

Mediante este esquema de operación, privilegiando el arbitraje de precios de energía, a través de

un almacenamiento de energía de 70 (MW) de potencia, y una capacidad de almacenamiento de

75 (MWh), se obtienen ingresos totales por venta de energía del orden de $ 253 MUSD/semana,

vale decir, mediante el arbitraje de energía con el sistema BESS indicado, se obtiene un

incremento de 9% con respecto al caso base sin almacenamiento.


82


Para el proyecto “Parque Solar Fotovoltaico”, considerando una operación anual de 8.760 horas,

y que mediante la energía generada abastece la demanda comprometida según su respectivo PPA,

como se observa en la Figura 5-22, se obtienen ingresos estimados de $ 11,4 MMUSD/año,

por venta de energía de acuerdo al PPA solar adjudicado.

Figura 5-22 Operación anual del Caso Solar base durante las 8.760 horas



de negocio considerando un PPA a cubrir en las horas de sol.


abastecimiento de la Demanda comprometida según un PPA, en Figura 5-23 se puede

observar el comportamiento anual del sistema de almacenamiento de energía.

Figura 5-23 Esquema de operación A : 8760 horas para caso solar con un BESS de 40 MW/45MWh (codificación 111)


83

Considerando el esquema de operación anterior, cubriendo la demanda según el PPA 2-B solar

adjudicado, a través de un sistema de almacenamiento de energía de 40 (MW) de potencia, y una

capacidad de almacenamiento de 45 (MWh), se obtienen ingresos totales por venta de energía del

orden de $12,7 MMUSD/año, es decir, al dar seguimiento a la curva de demanda con el sistema

BESS indicado se obtiene un incremento en los ingresos de 11,9% con respecto al caso base.



un PPA solar, se observa en la Figura 5-24 el comportamiento anual de la operación.

Figura 5-24 Esquema de operación B : 8760 horas para caso solar con un BESS de 70 MW/75MWh (codificación 011)

Considerando este segundo esquema de operación, privilegiando el arbitraje de precios de

energía, a través de un sistema de almacenamiento de energía de 70 (MW) de potencia,

y una capacidad de almacenamiento de 75 (MWh), se obtienen ingresos totales por venta de

energía del orden de $ 13,1 MMUSD/año, es decir, mediante el arbitraje de energía con el sistema

BESS indicado, se obtiene un incremento de 15,1% con respecto al caso base sin almacenamiento.


84

5.3.3 Caso Solar: PPA Bloque 24/7

A continuación, se presenta el segundo caso solar analizado, correspondiente al parque solar

fotovoltaico de 100 (MW) en capacidad instalada y con un contrato PPA para suministrar de

energía en el bloque 24/7, y en el cual, a través de la gestión temporal de su energía, se maximizan

los ingresos mediante un sistema de almacenamiento de energía de baterías de Ion-litio, con fines

de dimensionar el sistema BESS.


Para el proyecto solar, considerando una operación de 24 horas, abasteciendo un PPA 24/7,

como se muestra en la Figura 5-25, se observa el perfil de generación del proyecto solar versus su

valorización de la energía, mediante el cual se obtienen ingresos de $ 27,3 MUSD/día,

por venta de energía de acuerdo al PPA 24/7 adjudicado.

Figura 5-25 Operación de 24 horas para el Caso solar base 24/7



de negocio: Dar seguimiento a un perfil de demanda y el de arbitraje de energía.


85


energía para cumplir con el abastecimiento de la Demanda comprometida según un PPA

día y noche, como se muestra en la Figura 5-26, es decir, se intenta seguir la curva de

demanda.

Figura 5-26 Esquema de operación A : 24 horas para caso Solar 24/7 con un BESS de 20 MW/90 MWh (codificación 110)

Considerando este esquema de operación, cubriendo la demanda día y noche según el PPA

adjudicado, y minimizando el riesgo de compra de energía en el mercado spot a través de un

sistema de almacenamiento de energía de 20 (MW) de potencia, y una capacidad de

almacenamiento de 90 (MWh), se obtienen ingresos totales de $ 31,8 MUSD/día por venta de

energía, es decir, al dar seguimiento a la curva de demanda con el sistema BESS que se indica, se

obtiene un incremento en los ingresos de 17% con respecto al caso base.


86



un PPA 24/7, tal como se observa en la Figura 5-27.

Figura 5-27 Esquema de operación B : 24 horas para caso solar con un ESS de 70 MW/75MWh (codificación 011)


través de un sistema de almacenamiento de energía de 75 (MW) de potencia, y una capacidad de

almacenamiento de 80 (MWh), se obtienen ingresos totales de $ 30,4 MUSD/día por venta de

energía, es decir, mediante el arbitraje de energía con el sistema BESS indicado, se obtiene un

incremento en los ingresos de 11% con respecto al caso base sin almacenamiento.


87


Para el proyecto “Parque Solar Fotovoltaico”, considerando una operación de 168 horas para el

caso base, sin almacenamiento de energía, y abasteciendo la demanda comprometida según un

PPA 24/7 día y noche, se puede observar a través de la Figura 5-28, que, con un perfil de

generación solar fotovoltaico, para una semana promedio, y considerando la valorización de la

energía de los respectivos costos marginales en las barras de transferencia, se obtienen ingresos

del orden de $ 190 MUSD/semana, por venta de energía de acuerdo al PPA 24/7 adjudicado.

Figura 5-28 Operación de 168 horas para el Caso Solar base PPA 24/7



de negocio: Dar seguimiento a un perfil de demanda y el de arbitraje de energía considerando un

PPA 24/7.


88


energía para cumplir con el abastecimiento de la Demanda día y noche comprometida

según un PPA 24/7, como se muestra en la Figura 5-29.

Figura 5-29 Esquema de operación A : 168 horas para caso solar 24/7 con un BESS de 20 MW/90MWh (codificación 110)

Considerando este esquema de operación, cubriendo la demanda día y noche según el PPA 24/7

adjudicado, y así minimizando el riesgo de compra de energía en el mercado spot a través de un

sistema de almacenamiento de energía de 20 (MW) de potencia, y una capacidad de


$221 MUSD/semana, es decir, al dar seguimiento a la curva de demanda con el sistema BESS



89

o Ahora, considerando un esquema de operación B: Maximizando los ingresos, y

privilegiando el Arbitraje de precios de energía, por sobre el abastecimiento de la

Demanda comprometida según un PPA 24/7, se observa en la Figura 5-30.

Figura 5-30 Esquema de operación B : 168 horas para caso solar 24/7 con un BESS de 70 MW/75 MWh (codificación 011)

Mediante este esquema de operación, privilegiando el arbitraje de precios de energía, a través de

un sistema de almacenamiento de energía de 70 (MW) de potencia, y una capacidad de


$ 212 MUSD/semana, es decir, mediante el arbitraje de energía con el sistema BESS indicado, se

obtiene un incremento en los ingresos de 11% con respecto al caso base sin almacenamiento.


90


Para el proyecto “Parque Solar Fotovoltaico”, considerando una operación anual de 8.760 horas,

y que mediante la energía generada abastece la demanda comprometida según su respectivo PPA,

como se observa en la Figura 5-31 se obtienen ingresos estimados de $ 9,3 MMUSD/año

por venta de energía de acuerdo el PPA 24/7 adjudicado.

Figura 5-31 Operación anual del Caso Solar 24/7 base durante las 8.760 horas


renovable, se presentan los resultados de los dos esquemas de operación analizados en el modelo.


abastecimiento de la Demanda día y noche para este parque solar comprometido con un

PPA 24/7, en Figura 5-23 se puede observar el comportamiento anual del sistema de

almacenamiento de energía.

Figura 5-32 Esquema de operación A : 8760 horas para caso solar 24/7 con un ESS de 33 MW/90MWh (codificación 110)


91

Considerando el esquema de operación anterior, para dar cumplimiento al abastecimiento de la

demanda según el PPA 24/7 adjudicado, a través de un sistema de almacenamiento de energía de

33 (MW) de potencia, y una capacidad de almacenamiento de 90 (MWh), se obtienen ingresos

totales por venta de energía del orden de $11 MMUSD/año, es decir, al dar seguimiento a la curva

de demanda con el sistema BESS indicado se obtiene un incremento en los ingresos de 18,9% con

respecto al caso base.

o Mediante un esquema de operación B: Maximizando los ingresos, y privilegiando el

Arbitraje de precios de energía, por sobre el abastecimiento de la demanda

comprometida según un PPA 24/7, el sistema BESS presenta un comportamiento anual

en su operación como se observa en la Figura 5-33.

Figura 5-33 Esquema de operación B : 8760 horas para caso solar 24/7 con un ESS de 70 MW/75MWh (codificación 011)

Considerando el esquema de operación B del caso solar 24/7, privilegiando el arbitraje de precios

de energía, a través de un sistema de almacenamiento de energía de 70 (MW) de potencia, y una

capacidad de almacenamiento de 75 (MWh), se obtienen ingresos totales por venta de energía del

orden de $10,4 MMUSD/año, es decir, arbitraje de energía con el sistema BESS indicado, se

obtiene un incremento de 12,2% en los ingresos con respecto al caso base sin almacenamiento.


92

5.4 Resumen del capítulo

A partir de los casos simulados en ambiente Python, a través de la operación temporal diaria,

semanal y anual, se permitió validar el modelo propuesto para el dimensionamiento BESS para

cada esquema de operación según el contrato de suministro PPA. A continuación, se presentan

las Figuras 5-34 y 5-35, en las cuales, mediante un cuadro comparativo para el caso eólico y solar,

respectivamente, se observa el dimensionamiento obtenido y los incrementos en los ingresos por

venta de energía con respecto a los escenarios base que se logra a través de la gestión de la energía.

Caso Eólico

Mediante la metodología de optimización planteada a través de la programación lineal entera

mixta, el modelo permitió dimensionar un sistema de almacenamiento de energía para el

proyecto “Parque Eólico Uno” en cada caso según la operación temporal diaria, semanal y anual.

De esta forma, mediante el esquema de operación A y B, al seguir la curva de demanda, el

programa determinó un dimensionamiento tal que permite maximizar los ingresos por venta de

energía, considerando las restricciones asociadas a cada esquema. Así, la capacidad de

almacenamiento dimensionada en cada caso tiende a tomar el límite superior de 100 MWh,

impuesto por la restricción “ESSnom” de capacidad nominal máxima de almacenamiento de

diseño para maximizar ingresos, mientras que por otro lado, la potencia dimensionada para cada

caso fue estimada por el valor máximo global obtenido de la variable “ESSiny” en cada operación,

indicando la energía máxima que fue inyectada en una hora “h” por el sistema de

almacenamiento “ESS” dentro de sus 8.760 horas de operación, es decir, lo que se traduce como

la potencia máxima que fue suministrada en una hora dentro de toda la operación global.

Figura 5-34 Cuadro Comparativo Incrementos en los ingresos en los Casos de Estudio

Para dicho caso eólico, los ingresos por venta de energía mediante la gestión de la misma a través

del sistema BESS presentan incrementos con respecto al proyecto original en todos los

escenarios, logrando un mejor desempeño en el esquema de operación B de “Arbitraje de precios

de energía”, al lograr un incremento de un 10.7% en los ingresos totales del parque eólico.


93

Caso Solar

Mediante la metodología de optimización planteada, el modelo permitió dimensionar un sistema

de almacenamiento de energía para el proyecto “Parque Solar Fotovoltaico”, en cada esquema de

operación según las operaciones temporales diaria, semanal y anual.

De esta forma, mediante el esquema de operación A, al seguir la curva de demanda, el programa

determinó un dimensionamiento tal que permite maximizar los ingresos por venta de energía,

considerando las restricciones asociadas a dicho esquema. Así, la capacidad de almacenamiento

dimensionada en el caso solar con PPA “2-B”, no tuvo razón lógica para tomar el límite superior

de la restricción “ESSnom”, puesto que el proyecto fotovoltaico abastece un perfil de demanda

exclusivamente en horas de sol, que está muy cercana a su curva de generación, por lo que la

curva de demanda que tiende a seguir está cubierta con 45 MWh en cada día de operación.

En caso opuesto, el caso solar con un PPA 24/7, requiere de mayor capacidad de almacenamiento

para cubrir la demanda día y noche, siendo limitado este por 90 MWh de su variable “Pmáx”.

En cambio, la potencia dimensionada para el caso 24/7 fue estimada por el valor máximo global

“ESSiny” con la energía máxima que fue inyectada por el ESS en una hora “h” dentro de las

8.760 horas de operación, vale decir, la potencia máxima que fue suministrada en una hora dentro

de toda la operación global fue equivalente a 33 MW correspondiente a su demanda máxima.

Figura 5-35 Cuadro Comparativo Incrementos en los ingresos en los Casos de Estudio

- Al analizar un PPA “2-B”, para abastecer demanda exclusivamente en horas de sol, se

presenta una mejor respuesta al privilegiar el Arbitraje con un BESS de 70 MW / 75 MWh,

logrando hasta un 15.1% incremental en sus ingresos por venta de energía en horas peak.

- Para el caso solar 24/7, al considerar un compromiso PPA día y noche, se alcanza un 18.9%

de incremento en los ingresos por venta de energía, al integrar un sistema de

almacenamiento BESS para desplazar la energía en los bloques horarios de 24 horas

mediante un sistema BESS de 33 MW / 90 MWh.

94

6 Evaluación Económica de los Casos de Estudio En el presente capítulo se realiza una evaluación económica para cada uno de los casos de estudio

presentados en el capítulo anterior, mediante la aplicación del modelo de negocio en los

proyectos de generación renovable, solar y eólico, integrando almacenamiento de energía

mediante sistemas de baterías BESS de Ion Litio.

Para la evaluación económica se utilizó un modelo financiero externo, en la cual fue evaluado

cada proyecto de generación renovable en forma independiente, considerando los respectivos

incrementos en los ingresos por venta de energía que se tendría por la gestión de la energía a

través de un sistema de almacenamiento BESS de Ion Litio, analizando las diferentes inversiones

en las que se incurriría – CAPEX: Inversiones de Capital y OPEX: Gastos Operacionales- a lo largo

del ciclo de vida útil de cada proyecto.

Por consiguiente, la evaluación económica se realiza considerando que cada proyecto ya cuenta

con una rentabilidad positiva en su condición original, sea el caso del parque eólico o del parque

solar fotovoltaico, por lo que se buscará analizar la rentabilidad que ofrece una nueva inversión

con almacenamiento de energía en los proyectos, que tendrá un mayor reconocimiento de pago

por potencia de suficiencia en sus flujos caja, a través del indicador económico que entrega la

“Tasa Interna de Retorno (TIR)” y la variación de ésta para cada proyecto.

Se consideraron los siguientes casos:

Caso Eólico

Caso Solar 2-B

Caso Solar 24/7

6 Evaluación Económica de los Casos de Estudio

95

6.1 Caso Eólico

A continuación, en la Tabla 6-1, se presenta un cuadro resumen del caso eólico analizado en la

subsección 5.4.1, correspondiente al proyecto “Parque Eólico Uno”, de 110 MW de capacidad

instalada, el cual fue dimensionado mediante un sistema de almacenamiento de energía en base

a baterías de Ion-litio (BESS), con tal de maximizar los ingresos operacionales para el proyecto de

generación de energía renovable con capacidad de almacenamiento, considerando los dos

esquemas operacionales del modelo de negocio planteado: El esquema de operación A de

abastecer un perfil de demanda constante según un PPA adjudicado, o dando prioridad al

arbitraje de precios de energía, según un esquema de operación B.

Tabla 6-1 Cuadro resumen del dimensionamiento BESS para el caso eólico

Caso Eólico Dimensionamiento BESS Ingresos anuales esperados

Potencia MW Energía MWh MMUSD Incremento %

Condición Base

l

- - $ 12,3 -

Esquema Operación A 40 100 $ 13,4 9,5%

Operación B (Arbitraje) 90 100 $ 13,6 10,7%

Los costos de inversión considerados para la tecnología BESS de Ion Litio elegida, corresponden

a los de la proyección de Lazard v3.0, cuyos valores aproximados se consideraron en el CAPEX de

baterías para los años 2017, 2019 y 2021, como se muestra en la Figura 6-1.

Figura 6-1 Proyección en el CAPEX Baterías Ion-Litio años 2017, 2019 y 2021


96

6.1.1 Esquema de Operación A

En la siguiente sección, se presenta la evaluación económica para el caso eólico considerando el

esquema de operación A, donde se maximizaron los ingresos del parque eólico por concepto

de gestión de energía para dar cumplimiento con el abastecimiento de la demanda

comprometida según el PPA adjudicado. En la Tabla 6-2, se muestra dicha evaluación económica,

en la cual se dimensiona un sistema BESS de 40 (MW) con 100 (MWh) de capacidad de

almacenamiento, considerando los costos de inversión de la tecnología BESS de Ion Litio del año

2017 y las proyecciones de éstas al año 2021.

Tabla 6-2: Evaluación económica para el caso eólico con BESS 40 MW / 100 MWh

CAPEX ($ MUSD/MWh) OPEX (% Capex) ∆TIR

Caso Base $ 500

$

0,6% - 5%

-20% $ 400

$

0,6% - 4%

-50% $ 250

$

0,6% - 3%

Como se observa en la Tabla 6-2, en los escenarios analizados, la variación de la Tasa Interna de

Retorno es negativa con respecto al caso sin almacenamiento, por lo que dicho esquema

operacional A con BESS no representa un beneficio económico para el parque eólico.

6.1.2 Esquema de Operación B (Arbitraje)

En la siguiente sección, se presenta la evaluación económica para el caso eólico considerando el

esquema de operación B, donde se maximizaron los ingresos del parque eólico por concepto

de gestión de energía para dar prioridad al arbitraje de precios de energía. En la Tabla 6-3, se

muestra la evaluación económica para dicho esquema operacional, en la cual se dimensiona un

sistema BESS de 90 (MW) con 100 (MWh) de capacidad de almacenamiento, considerando las

proyecciones en los costos de inversión de las tecnologías BESS de Ion Litio del año 2017 al 2021.

Tabla 6-3: Evaluación económica para el caso eólico con BESS 90 MW / 100 MWh


Caso Base $ 500

$

0,6% - 5%

-20% $ 400

$

0,6% - 3%

-50% $ 250

$

0,6% - 2%

Como se observa en la Tabla 6-3, en los escenarios analizados, la variación en la Tasa Interna de

Retorno (TIR) es negativa con respecto al caso sin almacenamiento para todas las proyecciones

de precios, por lo que dicho esquema operacional B tampoco representa un beneficio económico

para el parque eólico.


97

6.2 Caso Solar 2-B

A continuación, se presenta el caso solar analizado en la subsección 5.4.2, correspondiente al

proyecto “Parque Solar Fotovoltaico”, de 100 MW en capacidad instalada y con un contrato PPA

para suministrar energía en el bloque solar 2-B, y en el cual, a través de la gestión temporal de su

energía, se maximizan los ingresos integrando un sistema de almacenamiento de energía de

baterías de Ion-litio.

En la Tabla 6-4, se presenta un cuadro resumen del proyecto de generación de energía renovable

PV Pampa junto al dimensionamiento BESS para cada esquema de operación según los resultados

del proceso de optimización.

Tabla 6-4 Cuadro resumen del dimensionamiento BESS para el caso solar típico

Caso Solar 2-B Dimensionamiento BESS Ingresos anuales esperados

Potencia MW Energía MWh MMUSD Incremento %

Condición Base

l

- - $ 11,4 -




Para el caso solar PV Pampa considerando el esquema de operación A, se presenta la evaluación

económica, en la cual se maximizaron los ingresos del parque solar fotovoltaico por concepto de

gestión de energía para dar cumplimiento con el abastecimiento de la demanda comprometida

considerando el PPA N° 2-B correspondiente al abastecimiento de demanda en las horas de un

proyecto solar típico.

En la Tabla 6-5, se muestra la evaluación económica para dicho esquema operacional, en la cual

se dimensiona un sistema BESS de 40 (MW) con 45 (MWh) de capacidad de almacenamiento,

considerando las proyecciones en los costos de inversión de las tecnologías BESS de Ion Litio del

año 2017 al 2021.

Tabla 6-5: Evaluación económica para el caso solar típico con BESS 40 MW / 45 MWh


Caso Base $ 500

$

0,6% - 0,5%

-20% $ 400

$

0,6% 0,7%

-50% $ 250

$

0,6% 2,2%


98

Para los escenarios analizados en el caso solar típico con un PPA 2-B, como se observa en la

Tabla 6-5, la variación de la Tasa Interna de Retorno presenta una tendencia positiva para todos

los años proyectados con respecto al caso sin almacenamiento, subiendo el retorno de proyecto

conjunto entre 0,7% y 1,6% si se decide invertir en el año 2019; y una variación de la TIR de 1,5%

y 2,2% para los costos de inversión proyectados al año 2021, por lo que dicho esquema

operacional cubriendo una demanda constante con un BESS de 40 MW/45 MWh representa un

beneficio económico favorable para la rentabilidad del parque solar fotovoltaico.


En la siguiente sección, se presenta la evaluación económica para el caso solar considerando el

esquema de operación B, donde se maximizaron los ingresos del parque FV por el concepto de

gestión de energía dando prioridad al arbitraje de precios de energía.

Para ello, en la Tabla 6-6, se muestra la evaluación económica para dicho esquema operacional,

en la cual se dimensiona un sistema BESS de 70 (MW) con 75 (MWh) de capacidad de

almacenamiento, considerando los costos de inversión de las tecnologías BESS de Ion Litio del

año 2017 y sus proyecciones al año 2021.

Tabla 6-6: Evaluación económica para el caso solar típico con BESS 70 MW / 75 MWh


Caso Base $ 500 0,6% - 3%

-20% $ 400

$

0,6% - 1%

-50% $ 250

$

0,6% 1,1%

De la evaluación económica desplegada en la Tabla 6-6, se observa que la variación en la Tasa

Interna de Retorno (TIR) es negativa con respecto al caso sin almacenamiento considerando las

proyecciones de -20%, sin embargo, a partir del año 2021, con la disminución en los costos de

inversión en un 50% con respecto al caso base, el retorno del proyecto conjunto subiría a 1,1%,

representando un beneficio económico para la central renovable con capacidad de

almacenamiento.


99

6.3 Caso Solar: PPA Bloque 24/7

A continuación, se presenta el segundo caso solar analizado en la sección 5.4.3, correspondiente

al proyecto “Parque Solar Fotovoltaico”, de 100 MW de capacidad instalada, considerando un

contrato PPA para suministrar energía en el bloque 24/7 durante día y noche, en la cual, a través

de la gestión temporal de su energía, se maximizan los ingresos mediante un sistema de

almacenamiento de energía en base a baterías de Ion-litio.

En la Tabla 6-7, se presenta un cuadro resumen del proyecto de generación de energía renovable

solar, el cual considera el dimensionamiento BESS para los dos esquemas de operación

planteados en el modelo de negocio para maximizar las utilidades del proyecto en su conjunto.

Tabla 6-7 Cuadro resumen del dimensionamiento BESS para el caso solar 24/7

Caso Solar 24/7 Dimensionamiento BESS Ingresos anuales esperados

Potencia MW Energía MWh MMUSD Incremento

Condición Base

l

- - $ 9,3 -




Para el caso solar 24/7 se presenta la evaluación económica considerando el esquema de

operación A, donde se maximizan los ingresos del parque solar fotovoltaico por concepto de

gestión de energía para dar cumplimiento con el abastecimiento de la demanda comprometida,

en el que se busca suministrar energía durante las 24/7 horas.

En la Tabla 6-8, se muestra dicha evaluación económica para el esquema en mención, en la cual

se dimensiona un sistema BESS de 33 (MW) con 90 (MWh) de capacidad de almacenamiento,

considerando las proyecciones en los costos de inversión de las tecnologías BESS de Ion Litio del

año 2017 al año 2021.

Tabla 6-8: Evaluación económica para el caso solar 24/7 con BESS 33 MW / 90 MWh


Caso Base $ 500

$

0,6% - 5%

-20% $ 400

$

0,6% - 2%

-50% $ 250

$

0,6% 0,6%


100

Como se observa en la Tabla 6-8, en los escenarios analizados del caso solar 24/7, la variación de

la Tasa Interna de Retorno (TIR) presenta un retorno de inversión positivo del proyecto conjunto

PV+BESS al considerar el escenario de proyección de costos de $ 250 MUSD/MWh,

con un incremento de un 0.6% en la TIR con respecto al proyecto sin almacenamiento, al

considerar un BESS de 33 MW/90MWh que permitiría al proyecto solar abastecer el contrato 24/7

mitigando el riesgo en el mercado spot.


En la siguiente sección, se presenta la evaluación económica para el caso solar 24/7 considerando

el esquema de operación B, donde se maximizaron los ingresos del parque FV por el concepto de

Arbitraje de precios de energía.

En la Tabla 6-9, se muestra la evaluación para dicho esquema operacional, donde se dimensiona

un sistema BESS de 70 (MW) con 75 (MWh) de capacidad de almacenamiento, considerando las

proyecciones en los costos de inversión de las tecnologías BESS de Ion Litio del año 2017 al 2021.

Tabla 6-9: Evaluación económica para el caso solar 24/7 con BESS 70 MW / 75 MWh


Caso Base $ 500

$

0,6% - 4%

-20% $ 400

$

0,6% - 2%

-50% $ 250

$

0,6% 0,4%

Como se observa en la Tabla 6-9, en los escenarios analizados, la variación en la Tasa Interna de

Retorno (TIR) se hace positiva con respecto al caso sin almacenamiento cuando el costo

proyectado de inversión alcanza los $ 250 MUSD/MWh, subiendo el retorno del proyecto

conjunto en un 0.4%, no obstante, dicha variación de la TIR es muy baja para ser considerada

atractiva, por lo que el proyecto solar 24/7 con un BESS 70 MW/75 MWh para el esquema de

arbitraje no representa un beneficio económico para el parque solar fotovoltaico.


101

6.4 Sensibilidades para el esquema de Arbitraje

El análisis de sensibilidad para el esquema de operación de “Arbitraje ” fue realizado para

distintos escenarios de potencia y energía del sistema de almacenamiento, considerando los

costos de inversión actuales y los esperados para el año 2019, variando el tamaño en potencia

y energía para dimensiones del sistema BESS de 25 MW/ 25MWh, 50 MW/ 50 MWh

y 75 MW/75 MWh para todos los proyectos ERNC en estudio.

Se consideraron los siguientes casos:

Caso Eólico

Para el caso del proyecto “Parque Eólico Uno”, operando con un esquema de arbitraje de energía,

se procede a realizar el análisis de sensibilidad para escenarios presentes y futuros de precios para

distintos tamaños de sistemas de almacenamiento BESS, como se observa en la Tabla 6-10.

Tabla 6-10 Evaluación económica para la sensibilidad del caso eólico asociado a arbitraje de energía

Caso Eólico Ingresos anuales esperados ∆TIR

(MMUSD) Incremento (%) Año 2017 Año 2019

Condición Base $ 12,2 - - -

WF+BESS 75 MW $ 13,5 10,3% -3% -2%

WF+BESS 50 MW $ 13,3 8,6% -1% -0,4%

WF+BESS 25 MW $ 12,9 5,4% -0,4% 0,1%

Como se observa en la Tabla 6-10, no se observaron variaciones significativas en la TIR para los

escenarios de sensibilidad analizados del proyecto “Parque Eólico Uno” con almacenamiento.


102

Caso Solar 2-B

Para el caso del Parque Solar Fotovoltaico, operando con un esquema de arbitraje de energía, se

procede a realizar el análisis de sensibilidad para escenarios presentes y futuros de precios para


Tabla 6-11 Evaluación económica para la sensibilidad del caso solar 2-B de arbitraje de energía

Caso Solar 2-B Ingresos anuales esperados ∆TIR

(MMUSD) (%) Año 2017 Año 2019


PV+BESS 75 MW $ 13,1 15,1% -1,2% 0,2%

PV+BESS 50 MW $ 12,3 8,6% -0,8% 0,3%

PV+BESS 25 MW $ 11,9 5,4% 0,7% 1,3%

De la Tabla anterior, se puede observar que para el proyecto solar con un sistema de

almacenamiento de 25 MW/25MWh, la mayor variación en la TIR se obtiene en el año 2019

alcanzando un 1,3%.

Caso Solar 24/7

Al considerar el segundo caso solar, correspondiente al proyecto “Parque Solar Fotovoltaico”,

operando con un contrato de suministro PPA 24/7 mediante un esquema de arbitraje de energía,

se procede a realizar el análisis de sensibilidad para escenarios presentes y futuros de precios para


Tabla 6-12 Evaluación económica para la sensibilidad del caso solar 24/7 de arbitraje de energía

Caso Solar 24/7 Ingresos anuales esperados ∆TIR

(MMUSD) (%) Año 2017

N

Año 2019


BESS 75 MW $ 10,4 12,2% -2% 0,3%

BESS 50 MW $ 10,2 9,8% -0,3% 0,8%

BESS 25 MW $ 9,8 5,8% 1% 1,6%

De la Tabla anterior, se puede observar que la mayor variación en la tasa interna de retorno se

obtiene en el año 2019 con un 1,6% para el proyecto solar 24/7 con un sistema de almacenamiento

de 25 MW/25MWh.

103

Discusión y conclusiones Considerando los desafíos en la operación del Sistema Eléctrico Nacional con mayores niveles de

integración de energías renovables, y las metas que se propone nuestro país de alcanzar una

matriz energética 100% renovable, es fundamental analizar y estudiar la implementación de los

Sistemas de Almacenamiento de Energía.

Hoy en día, los sistemas de almacenamiento de energía mediante centrales de bombeo

hidráulico, con un 95% de capacidad instalada es la tecnología más desarrollada a nivel mundial

en comparación a los otros sistemas ESS.

Existe una gran variedad de tecnologías de almacenamiento de energía que están llegando a ser

competitivas debido a las favorables condiciones técnicas que permiten que sistemas como las

baterías de Ion Litio tomen mayor importancia con eficiencias sobre el 90% y casos de éxito en

vastas aplicaciones en los sistemas eléctricos de todo el mundo.

El presente proyecto de título ha desarrollado una visión presente y futura de los Sistemas de

Almacenamiento de Energía, abarcando aspectos técnicos, regulatorios y económicos al analizar

y evaluar su integración en proyectos renovables de gran escala.

Para realizar el análisis y estudio del impacto de los Sistemas de Almacenamiento de Energía se

utilizaron dos proyectos de generación reales, un eólico y otro solar. Con ellos se generaron casos

de estudio en donde el análisis se centró en la gestión de la energía para dar cumplimiento al

abastecimiento de la demanda mediante contratos de suministro, los cuales permitirán

suministrar energía continua a partir del año 2021, optimizando activos al almacenar en horarios

de sobreoferta, evitando fluctuaciones y aumentando sustancialmente la seguridad del sistema.

A través de un método de Programación Lineal Entera Mixta (MILP), con el objetivo de plantear

una metodología de optimización para el dimensionamiento del sistema en base a baterías de Ion

Litio a implementar en los proyectos ERNC de estudio, con el objeto de maximizar sus ingresos

adicionales por venta de energía, se seleccionó una tecnología que fue considerada debido a su

gran consolidación como la de mayor eficiencia de todos los sistemas de almacenamiento de

energía presentes en el mercado, con diseños modulares que posibilitan la recuperación y

reciclabilidad de sus materiales, junto a la consumada experiencia con casos de éxito en

aplicaciones de integración de energía renovable y el impulso de electromovilidad en el mundo,

Discusión y conclusiones

104

hacen de las baterías de Ion-litio una gran tecnología para evaluar su capacidad de

almacenamiento en los distintos esquemas operacionales del modelo de negocio planteado.

Cabe señalar que el modelo de optimización planteado simplifica los esquemas de operación de

la gestión de la energía a través de la integración de tecnologías de almacenamiento BESS para los

proyectos analizados de generación renovable, permitiendo cumplir los objetivos específicos

planteados al inicio de este trabajo, y el objetivo general de esta memoria.

Las variables a tener en consideración para la evaluación más importantes fueron los costos

marginales de energía de la operación real del Sistema Eléctrico Nacional que se utilizaron, los

cuales fueron sensibilizados mediante un escenario simplificado, considerando una gran

disminución en los CMg en aquellas horas de sol, consecuencias del ingreso de mayor oferta de

generación ERNC que se proyecta al año 2021, fecha en la que se conectarían los proyectos

renovables en estudio.

La evaluación económica realizada en los proyectos en estudio consideró costos de inversión de

$ 385 MUSD/MWh y $ 489 MUSD/MWh para la tecnología seleccionada de almacenamiento

mediante sistemas de baterías de Ion litio.

La proyección de costos de inversión realizada por la asesora financiera Lazard en el 2017, indican

que para el año 2021 se tendría una reducción de 36%, alcanzando valores entre

$ 247 MUSD/MWh y $ 313 MUSD/MWh. De acuerdo con proyecciones realizadas al 2018 se

esperan bajas aún más agresivas en los costos de inversión para estos sistemas. Esto sin duda

mejorarían los resultados obtenidos.

Uno de los principales objetivos de este trabajo de título, fue estudiar la integración ERNC

mediante la gestión de la energía a través de un sistema de almacenamiento, permitiendo adaptar

las curvas de producción a las curvas de demanda de energía eléctrica y/o inyectando energía en

el Sistema Eléctrico Nacional en las horas peak.

Esto permitirá a las energías renovables tener una cuota mayor en la matriz energética nacional,

teniendo como referencia que éstas, a febrero de 2018, ascienden a un total de 4.119 MW de

potencia instalada neta con base a tecnologías ERNC, lo que equivale a un 18% de la capacidad

instalada en Chile, mientras que la inyección de Energía Renovable No Convencional a la matriz

durante ese mismo mes fue de 969 GWh, equivalente a un 16% de la generación total en el país

[51].

A través de los diferentes proyectos en estudio, se pudo verificar los beneficios económicos que

presenta la integración de almacenamiento de energía con fuentes renovables, al considerar la

tasa interna de retorno como variable de decisión, la cual involucra los costos de inversión y los

flujos de caja, en donde bajo distintos escenarios, tanto los proyectos solares como los eólicos

presentaron variaciones positivas en su TIR. No obstante, los incrementos en la TIR se vieron más

favorables para los casos solares fotovoltaicos, donde ante un mayor aprovechamiento en la

administración de la energía, se obtuvieron mayores ingresos por ajustar la curva de generación.


105

En el primer caso de estudio, al analizar los resultados de la operación del “Parque Eólico Uno”

integrando un sistema de almacenamiento de baterías de Ion-litio, el óptimo encontrado fue de

una capacidad de 25 MW/25 MWh para el sistema BESS, consiguiendo una pequeña variación

positiva de la TIR con respecto al caso sin almacenamiento, a través del esquema de operación de

arbitraje de energía.

El segundo caso correspondiente al proyecto “Parque Solar Fotovoltaico”, con un PPA en bloque

“2-B”, el cual abastece un perfil de demanda exclusivamente en horas de sol con un bajo riesgo

de compra de energía en el mercado spot, se obtuvo un óptimo al dimensionar un sistema BESS

de 40 MW/45 MWh logrando una variación positiva estimada en la TIR de un 2,2% con respecto

al caso solar sin almacenamiento.

El tercer caso de estudio correspondiente al “Parque Solar Fotovoltaico” integrando baterías de

Ion-litio para suministrar energía continua en el bloque 24/7, y que permitiría al proyecto solar

abastecer el contrato mitigando el riesgo de compra de energía en el mercado spot, se obtuvo un

dimensionamiento para el sistema BESS de 33 MW de potencia y 90 MWh de energía, en el cual

se obtuvo una variación positiva estimada en su tasa interna de retorno de un 0,6% con respecto

al proyecto sin almacenamiento.

El análisis de sensibilidad nos mostró que las mayores variaciones en la TIR se produjeron en

proyectos de almacenamiento con 25 MW/25MWh para escenarios presentes y futuros de precios

para estos sistemas de almacenamiento.

La rentabilidad de un sistema de almacenamiento depende del perfil de generación propio del

proyecto, de la curva de demanda a suministrar, y de los costos de inversión asociados al tamaño

en potencia y energía del proyecto de almacenamiento de energía.

A partir de los casos de estudios se logró identificar también que una central ERNC al contar con

un sistema de almacenamiento lograría aumentar sus ingresos de potencia de suficiencia.

Bajo la metodología vigente en Chile, y en particular la “Norma Técnica de Transferencias de

Potencia” el máximo reconocimiento al cual se podría optar seria cercano al factor de planta de

la central ERNC.

La baja en los costos de inversión de los Sistemas de Almacenamiento de Energía auguran un

futuro prometedor para las energías renovables, logrando contribuir a un mundo más limpio y

sustentable y proporcionando robustez al sistema eléctrico.


106

o Trabajos futuros

Como trabajo a futuro se plantea ajustar el análisis a un escenario más agresivo en la baja de los

costos de inversión para los sistemas de almacenamiento BESS.

Sabemos que los sistemas de almacenamiento de energía aportan en robustez y confiabilidad al

sistema eléctrico, no obstante, no se consideró en este análisis los eventuales ingresos por

servicios complementarios a causa de la regulación en proceso que se está llevando a cabo. Como

trabajo futuro, se propone evaluar los servicios complementarios en los que puede participar una

central renovable con almacenamiento.

Se plantea realizar un modelo dual de pre-despacho que considere minimizar los costos de

operación del Sistema Eléctrico Nacional, y a la vez maximizar los ingresos operaciones de la

central renovable con capacidad de almacenamiento, analizando el beneficio tanto sistémico

como para el desarrollador, considerando la naturaleza de las variables estocásticas de entrada.

Finalmente, se propone ahondar en el concepto de potencia de suficiencia, dejando como trabajo

futuro un análisis más acabado del efecto en el que se logran maximizar los ingresos según el

aporte a la suficiencia del Sistema Eléctrico Nacional que tendría una central ERNC con capacidad

de almacenamiento.

107

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111

A Proyectos de Generación ERNC A continuación de manera complementaria se presentan los datos anexos utilizados para la

modelación del presente proyecto de título para los proyectos ERNC de estudio.

A.1 Caso Eólico

Los datos técnicos utilizados para el caso eólico se pueden apreciar en la Figura A-1.

Figura A-1 Plantilla de los datos técnicos del caso eólico analizado.

A Proyectos de Generación ERNC

112

A.2 Caso Solar 2-B

Los datos técnicos utilizados para el caso solar típico se pueden apreciar en la Figura A-2.

Figura A-2 Datos técnicos del caso solar típico 2-B analizado

A Proyectos de Generación ERNC

113

A.3 Caso Solar 24/7

Los datos técnicos utilizados para el caso solar 24/7 se pueden apreciar en la Figura A-3.

Figura A-3 Plantilla de los datos técnicos del caso solar 24/7 analizado.

114

B Costos de Inversión BESS

B.1 Proyección en los Costos al 2021

A continuación, se muestran las proyecciones en los costos de inversión en CAPEX y OPEX para

los sistemas de almacenamiento en base a Baterías BESS de Ion Litio.

Figura B-1 Proyección en la inversión CAPEX y OPEX para BESS

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