Informe Proyecto de Título de Ingeniero Civil Eléctrico
Felipe Javier González Garay
Estudio del impacto de un sistema de almacenamiento de energía aplicado a las redes eléctricas de distribución
Escuela de Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería
Valparaíso, 8 de junio de 2018
Felipe Javier González Garay
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 Mendoza Baeza
Profesor Guía
Sr. Miguel López González
Segundo Revisor
Sr. Sebastián Fingerhuth Massmann
Secretario Académico
Valparaíso, 8 de junio de 2018
Estudio del impacto de un sistema de almacenamiento de energía aplicado a las redes eléctricas de distribución
Dedicado a mis padres, Roxana y Raúl, y a mi abuela, Gladys, quienes me apoyaron y aconsejaron
en todo momento.
Agradecimientos
En primer lugar, quiero agradecer enormemente a mi madre Roxana y a mi abuela Gladys,
quienes depositaron en mí la confianza necesaria para poder lograr todas mis metas. Si no fuese
por ustedes no sería la persona que hoy soy.
Agradezco a mi profesor guía, Jorge Mendoza y a mi profesor Miguel López. Gracias por su gran
disposición y apoyo durante todo el desarrollo del proyecto.
A mi familia por todo el apoyo brindado. Agradezco a mi padre Raúl, por su incondicional
preocupación durante toda mi vida. Agradezco a mi hermana Fernanda, por enseñarme cómo
deben tratarse los hermanos. Agradezco a mi tío Osvaldo, por estar siempre preocupado de lo que
necesito, al igual que un padre. Agradezco a toda mi familia, ya que siempre hemos estado unidos
apoyándonos en los buenos y malos momentos.
A mis amigos de la universidad, a Rodrigo, Fernanda, Paul, Giovanni y Marcelo, con quienes
compartí grandes momentos, entre carretes y estudio. A mis amigos de la vida, al Tatan y al
Gustavo, con quienes he compartido pichangas, lesiones, chelas y buenas conversaciones.
Agradezco a todas las personas que han confiado en mí durante todo mi periodo universitario y a
todos quienes fueron partícipes de los grandes momentos vividos durante estos últimos años.
Por último, quisiera agradecer en forma especial a una de las personas que más me ha apoyado
durante estos últimos cuatro años, mi polola Lisbeth. Gracias por hacer de mi vida mejor. Te amo.
Sin ustedes, esto no habría sido posible.
¡Muchas gracias!
Valparaíso, 8 de Julio de 2018
F.G.
Resumen En el presente trabajo, se realiza un estudio del impacto que genera el instalar sistemas de
almacenamiento de energía (ESS) en redes eléctricas de distribución. Por ello, se examinan y
evalúan diversas tecnologías de almacenamiento de energía de acuerdo a diferentes criterios,
para así compararlas y definir cuáles son las tecnologías idóneas en estos sistemas. Luego, se
constatan los diferentes beneficios técnicos que se adquieren al utilizar ESS en una red de
distribución.
También, se estudia la inclusión de sistemas de almacenamiento alrededor del mundo,
analizando diferentes casos en que se hayan utilizado, para posteriormente analizar los
diferentes casos de aplicación en Chile, junto con los desafíos para la industria eléctrica nacional.
Posteriormente, se realiza un estudio técnico en un alimentador real. Dicho estudio considerará
once escenarios de operación, para los que se analizará las pérdidas de potencia en las líneas de
la red, los niveles de cargabilidad en las líneas del alimentador y la regulación de tensión en los
nodos del sistema. Para lo anterior se utiliza el software Power Factory.
Además, se realiza un modelo económico que considera la incorporación del sistema de
almacenamiento en el alimentador, el cual considera tres escenarios. Finalmente, se presentan
los resultados de los estudios realizados y se realiza una conclusión del proyecto.
Palabras claves: redes eléctricas de distribución, sistemas de almacenamiento de energía,
industria eléctrica, pérdidas de potencia, cargabilidad, regulación de tensión.
Abstract The present research studies the impact generated by the installation of energy storage systems
(ESS) in electrical distribution networks. For this reason, various energy storage technologies are
analyzed and evaluated according to different criteria in order to compare them and to define the
ideal technologies in these systems. This study shows the different technical benefits that are
gained by using ESS in a distribution network.
It also examines the inclusion of storage systems around the world, analyzing different cases in
which they have been used to later analyze the different cases of application in Chile, along with
the challenges for the national electricity industry.
Then, a technical study is carried out in the feeder. This study will consider eleven operating
scenarios, for which the power losses in the lines of the network, the chargeability levels in the
feeder lines and the voltage regulation in the nodes of the system will be analyzed. For the above,
the Power Factory software is used.
In addition, an economic model is made that considers the incorporation of the storage system
in the feeder, which considers three cases. Finally, the results of the studies carried out are
presented and a conclusion of the project is made.
Keywords: power distribution networks, energy storage systems, electrical industry, power losses,
chargeability, voltage regulation.
Índice general Introducción ................................................................................................................. 1
Objetivos generales ............................................................................................................................. 3 Objetivos específicos .......................................................................................................................... 3
1 Tecnologías para almacenamiento de energía ...................................................... 4 1.1 Almacenamiento mecánico ......................................................................................................... 4
1.1.1 Centrales de bombeo (PHS) .............................................................................................. 4 1.1.2 Sistemas de aire comprimido (CAES) ............................................................................... 6 1.1.3 Volantes de inercia (FES) ................................................................................................... 8
1.2 Almacenamiento térmico ........................................................................................................... 10 1.2.1 Sales fundidas (MSES) ...................................................................................................... 10 1.2.2 Bombas de calor (PHES) .................................................................................................. 12 1.2.3 Sistemas de aire licuado (LAES) ...................................................................................... 13
1.3 Almacenamiento electromagnético .......................................................................................... 15 1.3.1 Supercondensadores (EDLC) .......................................................................................... 15 1.3.2 Superconductores magnéticos (SMES) .......................................................................... 16
1.4 Almacenamiento electroquímico .............................................................................................. 18 1.4.1 Bancos de baterías (BESS) ............................................................................................... 18 1.4.2 Celdas de combustible (FC) ............................................................................................. 30
1.5 Características de las tecnologías de almacenamiento de energía ........................................ 38 1.5.1 Ventajas y desventajas ..................................................................................................... 38 1.5.2 Madurez tecnológica ........................................................................................................ 41 1.5.3 Tabla comparativa ............................................................................................................ 42
2 Aplicaciones de sistemas de almacenamiento de energía en un SEP ............... 43 2.1 Aplicaciones y beneficios técnicos al incorporar ESS .............................................................. 43
2.1.1 Variabilidad de centrales ERNC ...................................................................................... 43 2.1.2 Regulación de frecuencia ................................................................................................. 44 2.1.3 Regulación de voltaje ....................................................................................................... 46 2.1.4 Partida en negro ............................................................................................................... 46 2.1.5 Arbitraje de energía .......................................................................................................... 47 2.1.6 Descongestión de líneas y desfase de inversiones......................................................... 47
Índice general
2.1.7 Respaldo para usuarios finales y subestaciones eléctricas ........................................... 48 2.1.8 Recorte de demanda de hora punta ............................................................................... 48
2.2 Almacenamiento de energía en el mundo ................................................................................ 49 2.2.1 Experiencia de países con ESS......................................................................................... 49
2.3 Almacenamiento de energía en Chile ....................................................................................... 56 2.3.1 Experiencia en Chile y proyectos con ESS ...................................................................... 56 2.3.2 Desafíos para la industria eléctrica en Chile .................................................................. 58 2.3.3 Normativas chilenas relacionadas a ESS ........................................................................ 60
3 Caso de estudio: Red eléctrica de distribución .................................................... 65 3.1 Presentación de la red ................................................................................................................ 65 3.2 Antecedentes del proyecto ......................................................................................................... 66
3.2.1 Ubicación del GD ............................................................................................................. 66 3.2.2 Conexión propuesta del GD con la red de distribución ................................................ 66 3.2.3 Antecedentes del alimentador ........................................................................................ 67
3.3 Aspectos técnicos a analizar en el alimentador ....................................................................... 68 3.3.1 Pérdidas de potencia en líneas ........................................................................................ 68 3.3.2 Regulación de tensión en nodos ..................................................................................... 68 3.3.3 Cargabilidad en líneas ...................................................................................................... 69
3.4 Consideraciones para instalación del ESS ................................................................................ 69 3.4.1 Demanda de la red ........................................................................................................... 69 3.4.2 Tecnología del GD y del ESS ............................................................................................ 72 3.4.3 Dimensionamiento del GD y del ESS ............................................................................. 73 Ubicación del ESS y del GD ...................................................................................................... 81 3.4.4 Definición de escenarios ................................................................................................. 83
4 Resultados del caso de estudio: Red eléctrica de distribución .......................... 84 4.1 Resultados del estudio con alimentador original .................................................................... 84
4.1.1 Escenario 1: Alimentador sin GD y sin ESS .................................................................... 84 4.2 Resultados del estudio del alimentador con GD y sin ESS ...................................................... 86
4.2.1 Escenario 2: Alimentador con GD de 0.98[MW] ............................................................ 86 4.2.2 Escenario 3: Alimentador con GD de 4.5[MW] .............................................................. 88
4.3 Resultados del estudio del alimentador con GD y con ESS ..................................................... 91 4.3.1 Escenario 4: Alimentador con GD de 0.98[MW] y ESS en ubicación X ........................ 91 4.3.2 Escenario 5: Alimentador con GD de 4.5[MW] y ESS en ubicación X .......................... 93 4.3.3 Escenario 6: Alimentador con GD de 0.98[MW] y ESS en ubicación Y ........................ 95 4.3.4 Escenario 7: Alimentador con GD de 4.5[MW] y ESS en ubicación Y .......................... 98 4.3.5 Escenario 8: Alimentador con GD de 0.98[MW] y ESS en ubicación Z ...................... 100 4.3.6 Escenario 9: Alimentador con GD de 4.5[MW] y ESS en ubicación Z ........................ 102 4.3.7 Escenario 10: Alimentador con GD de 0.98[MW] y ESS en ubicaciones X e Y........... 104 4.3.8 Escenario 11: Alimentador con GD de 4.5[MW] y ESS en ubicaciones X e Y............. 106
4.4 Tabla resumen de resultados ................................................................................................... 108
Índice general
5 Modelo de negocios de sistema de un almacenamiento de energía inserto en
una red eléctrica de distribución ........................................................................... 111 5.1 Descripción general .................................................................................................................. 111 5.2 Licitaciones de contrato de abastecimiento eléctrico ........................................................... 111 5.3 Problemáticas en una RD y soluciones propuestas ............................................................... 112 5.4 Identificación de mercado y propuesta de valor .................................................................... 114 5.5 Formalización del modelo ....................................................................................................... 114 5.6 Caso de estudio: ESS operando al 30% de DoD en el alimentador....................................... 116 5.7 Caso de estudio: ESS operando al 80% de DoD en el alimentador....................................... 120
Discusión y conclusiones ........................................................................................ 122
Bibliografía ............................................................................................................... 126
1
Introducción Hoy en día, el mundo se encuentra inmerso en una compleja crisis ambiental, la que se manifiesta
en un evidente deterioro y agotamiento de los recursos naturales, siendo el gran responsable de
estos males el hombre. Con una mirada netamente económica, se ha arrasado con un sinnúmero
de especies, tanto de la flora como de la fauna terrestre y acuática. Todo ello se ha hecho sin
considerar que nosotros también dependemos de estas especies naturales para sobrevivir en el
planeta Tierra.
Durante demasiado tiempo se creyó que era infinita la disponibilidad de recursos naturales al
alcance del hombre, e infinita también la capacidad de la naturaleza para reciclar los desechos.
Esa creencia es errónea, y se hace urgente no solo concientizar a la humanidad, sino comenzar
con prácticas para mitigar y/o reducir el impacto que se produce en el medio ambiente. Esto ha
llevado a que muchos países alrededor del mundo consideren disminuir las emisiones de gases
de efecto invernadero, entre otras prácticas.
Hasta hace unos años, en la industria eléctrica solo se hablaba de tecnologías para generación de
energía renovable como meros prototipos. Una de las causantes de esto fue que no era rentable
incluirlas en la red eléctrica debido a sus elevados costos de inversión, además de las escasas
investigaciones que se realizaban en esos tiempos. Hoy, las energías renovables no
convencionales (ERNC) ya forman parte de nuestra matriz energética, cada vez siendo más
protagonistas en las redes eléctricas y manteniéndose en auge en todo el mundo, principalmente
por la reducción de sus costos [1] y por las nuevas políticas energéticas, que buscan la permanente
inclusión de generación renovable y sostenible de energía eléctrica.
Lamentablemente, debido a la naturaleza de estos métodos de generación es que surgen distintos
problemas al ser conectadas a la red eléctrica. La mayoría de éstas se caracterizan por presentar
variabilidad en la generación y por ser fuertemente dependientes de las condiciones climáticas,
haciéndolas muy intermitentes [1]. Los casos más críticos se aprecian con las tecnologías solares
y eólicas, dado que su intermitencia es más alta y oscila mucho durante el día. Por ello, no pueden
proveer electricidad de manera continua, por lo que se requiere del complemento de otras
tecnologías; una de estas soluciones complementarias son los sistemas de almacenamiento de
energía (ESS) [2].
Introducción
2
Los ESS pueden otorgar mayor flexibilidad al sistema eléctrico. Así, permiten lidiar con el
inminente aumento de oferta de energía intermitente que presenta el sector por la incorporación
de las tecnologías, principalmente solares y eólicas. Estos sistemas permiten que el excedente de
energía generada por fuentes ERNC se pueda utilizar para suministrar energía a estos sistemas.
Por otro lado, en horarios donde no se pueda generar por ERNC y la demanda lo necesite, la
energía demandada se podría suplir con la energía almacenada en los sistemas de
almacenamiento de energía. Esto hace a los sistemas, con alto porcentaje de ERNC, más
confiables.
Actualmente se están utilizando estos sistemas en todo el mundo. Éstos pueden ser utilizados
para variadas aplicaciones, como son: recorte de potencia en hora de punta, regulación de
frecuencia, arbitraje de energía, regulación de tensión en barras y disminución de pérdidas de
potencia en líneas de transmisión y distribución, entre otros [2]. Estos beneficios técnicos se
traducen en reducción de costos por parte de la distribuidora, por lo tanto, permiten una mejora
en la economía de ésta. Dentro de estas aplicaciones se destaca el recorte de potencia en hora de
punta.
Los períodos de potencia punta representan las horas que presentan la mayor demanda en un
día. Estos tienen efectos negativos en la operación del sistema, ya que durante esas horas operan
unidades de generación que presentan menores eficiencias y mayores costos. Por otro lado, la
planificación de la red se ajusta, en gran medida, a este nivel de demanda. En efecto, la
infraestructura eléctrica de distribución y transmisión debe ser sobredimensionada para
satisfacer la máxima demanda del sistema. Como consecuencia de aquello, las instalaciones del
sistema solo son usadas a su potencia nominal algunas horas del año siendo la mayor parte del
tiempo sub utilizadas.
Las Redes de Distribución (RD) deben realizar pagos no solo por la energía total consumida, sino
también por la potencia máxima consumida durante un momento específico de tiempo, lo que
se conoce como pago por potencia. De esta manera, la empresa distribuidora está interesada en
bajar sus costos, sin necesariamente reducir su consumo de energía. Para lograr disminuir los
costos de pago por potencia, la RD puede realizar el llamado recorte de la demanda punta. Esta
aplicación tiene como objetivo reducir una parte de la demanda punta utilizando generación
propia de la distribuidora, generación distribuida o incorporación de ESS.
Por otro lado, las empresas de distribución participan en el llamado “Mercado de Contratos”,
donde las empresas de distribución pactan un precio con la empresa de generación por la
potencia que deseen contratar por unos años. Así, la distribuidora debe pagar por contratar más
potencia que la que está siendo demandada. Ello se presenta como un problema para la
distribuidora, desde el punto de vista económico.
De esta manera, en el presente proyecto de título se desarrollan diferentes tecnologías para
almacenamiento de energía, aspectos regulatorios, técnicos y económicos. Además, se muestra
que los ESS son una alternativa competitiva desde el punto de vista económico para ser
complementadas con las ERNC en una red de distribución eléctrica. Para ello, se considera la
reducción del pago por potencia de hora punta por parte de la empresa de distribución.
Introducción
3
Objetivos generales
Estudiar y evaluar las tecnologías disponibles en el mercado para utilizar en sistemas de
almacenamiento de energía y determinar cuáles de ellas pueden ser aplicadas a las redes
eléctricas de distribución y su impacto sobre el sistema. Además, realizar el análisis
técnico y económico de un proyecto en base a almacenamiento de energía para ser
implementado en una red eléctrica de distribución.
Objetivos específicos
Estudiar el nivel de desarrollo de diversas tecnologías para sistemas de almacenamiento
de energía existentes en el mercado.
Revisar el marco regulatorio aplicable a los sistemas de almacenamiento de energía en
Chile.
Estudiar los cambios ocurridos dentro en un alimentador desde el punto de vista
técnico.
Realizar un modelo económico para un sistema de almacenamiento de energía dentro
de una red de distribución.
4
1 Tecnologías para almacenamiento de energía La energía eléctrica, como tal, no puede ser almacenada. En realidad, es necesario transformarla
en otros estados de energía, como son: la energía térmica, mecánica, electromagnética o
electroquímica, para los cuales es viable el almacenamiento. De esta forma, se ha utilizado una
gran cantidad de tecnologías, con el fin de encontrar diversas soluciones al problema de
almacenamiento de energía.
1.1 Almacenamiento mecánico
El almacenamiento mecánico es un tipo de almacenamiento a gran escala. Es principalmente
utilizado para almacenar energía proveniente de fuentes naturales, amigables con el medio
ambiente. Permite reciclar materiales y mantiene bajos costos de funcionamiento. Las
desventajas de estas tecnologías es que su capacidad de almacenamiento se ve limitada por las
condiciones geográficas. Además, poseen altos costos de inversión, lo que no la hace rentable
para ser utilizada en pequeñas redes eléctricas [1].
1.1.1 Centrales de bombeo (PHS)
Si es PHS (Pumped Hydroelectric Storage) es el más utilizado a nivel mundial de las tecnologías de
almacenamiento mecánico. Ocupa más del 99% de la capacidad de almacenamiento en el mundo
y contribuye hasta el 3% de la generación global [1].
Para este tipo de almacenamiento se utiliza la energía potencial del agua. Durante las horas valle
(horas de menor demanda), el agua es bombeada hacia el estanque que está ubicado a mayor
altura, y en las horas de punta (mayor demanda), el agua decanta hasta llegar a las turbinas de un
generador, el que transforma esta energía en energía eléctrica. Luego, el agua es devuelta al
depósito de nivel inferior.
La cantidad de energía almacenada depende del volumen de agua almacenada en el reservorio y
de la diferencia de altura entre ambos depósitos [1]. La potencia nominal depende del caudal de
agua a través de la turbina y su presión. PHS oscila entre 1[MW] y 3000[MW] con ciclo de eficiencia
de 70-85%, vida útil es de 40 años [2] y la descarga puede prolongarse hasta por días. Además,
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
5
presenta densidades de energía entre 0.5-1.5[Wh/Kg]. Una imagen ejemplo de una central de
bombeo se muestra en la Figura 1-1 [3].
Figura 1-1 Central de bombeo (PHS) [3]
Dentro de las ventajas que presentan estos sistemas, está el que permiten almacenar mucha
energía a bajo costo por unidad de energía almacenada [3]. También, el que su eficiencia se
mantenga sobre 70%.
Las desventajas que presentan las PHS son:
Limitaciones geográficas: Requieren de amplios terrenos y con ciertas condiciones
topológicas para ubicar las piscinas, lo que las hace difícil de implementar en sectores
cercanos a áreas urbanizadas.
Elevados costos de inversión: Construir la infraestructura, comprar equipos hidráulicos,
generadores y cañerías, elevan en demasía los costos de inversión.
Elevados costos para sistemas de transmisión y distribución: Al encontrarse en zonas más
alejadas de las líneas de AT, se deben incurrir en gastos para interconexión eléctrica entre
las centrales y las torres de AT. Esto lleva además a aumentar las pérdidas de potencia
activa.
Impacto ambiental: Al construir presas, se invade fuertemente a la flora y fauna que
presenta ese sistema, por lo que se deben mantener grandes resguardos ambientales.
Elevados tiempos de construcción
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
6
Un aspecto importante de las PHS, es que esta tecnología es recomendable para la
implementación de sistemas híbridos, donde las ERNC generan solo para almacenar (bombear)
y es el embalse el que inyecta energía a la red, dado que no pueden tener una respuesta
instantánea para suplir las deficiencias de energía debido a las fluctuaciones sorpresivas, por
ejemplo, de la generación eólica [3].
1.1.2 Sistemas de aire comprimido (CAES)
Un sistema CAES (Compressed Air Energy Storage) es un sistema en el cual se almacena energía
obtenida por el incremento de entalpía de la masa de aire, la que, a su vez, es causada por el
aumento de presión [4]. CAES utiliza la energía potencial elástica de aire comprimido para hacer
funcionar una turbina de gas convencional.
Básicamente, el proceso de almacenamiento se divide en 2 etapas: carga y descarga de aire.
Durante la carga, el compresor, acoplado a un motor eléctrico, permite absorber masas de aire
del medio ambiente. Estas masas de aire son almacenadas a altas presiones en depósitos
artificiales o naturales bajo tierra, durante las horas valle (baja demanda).
Durante la descarga, en las horas pico, se extrae aire comprimido del recipiente de
almacenamiento. Luego, el aire se calienta, expandiéndose, otorgándole mayor velocidad, y, por
consiguiente, mayor energía cinética. Entonces, una turbina de alta presión captará parte de la
energía de las masas de aire comprimido, transformándola en energía rotacional, para luego
pasar a una turbina de menor presión [4]. Además, presentan una densidad de energía entre 30-
60[Wh/Kg] y sus descargas pueden prolongarse por horas y hasta días.
Las cavernas de sal son el ambiente más adecuado para almacenar aire comprimido, el problema
es que estas cuevas naturales no se encuentran en todo el mundo [5]. En la Figura 1-2 [6] se
muestra el funcionamiento de un CAES convencional.
Figura 1-2 Funcionamiento de un CAES convencional [6]
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
7
Hay tres tipos de CAES: CAES adiabático, diabático e isotérmico.
El CAES adiabático mantiene la energía térmica producida durante el proceso de compresión del
aire conservado y liberado de nuevo al ambiente durante la expansión del aire, por lo que no se
requiere combustible adicional o en exceso para convertir la energía almacenada en electricidad.
Si la estructura del sistema está completamente aislada, su eficiencia es del 100%.
Debido a la capacidad del almacenamiento y los materiales de construcción, el aire se enfría
durante y después de la compresión, lo que produce que, en la práctica, el proceso CAES sea
diabático. Mantiene eficiencias del sistema entre 70-75%. También, se ha modificado en cierta
forma esta técnica, naciendo el CAES adiabático avanzado.
En los sistemas CAES generales, el calor del aire comprimido se disipa en el entorno y en la
atmósfera. El sistema AA-CAES almacena este calor, además del aire comprimido. Luego, este
calor se utiliza en una etapa posterior en la expansión del aire. Dicha modificación del sistema
permite aumentar su eficiencia. El sistema AA-CAES se basa en el intercambio de energía entre el
aire comprimido con otro material (pudiendo utilizarse combustible como material). El calor del
aire comprimido se intercambia con el combustible y éste se mantiene almacenado para
conservar la temperatura a fin de ser utilizado en una etapa [6].
En el CAES diabático, la energía térmica producida durante la compresión se libera en la
atmósfera y luego se incorpora al ambiente en forma de residuo. El sistema CAES isotérmico
depende del intercambio de calor con el entorno a fin de mantener la temperatura. La
temperatura del aire almacenado muestra la capacidad de la energía almacenada en el aire
comprimido, por lo que estas masas de aire se deben mantener muy calientes para que el aire se
expanda y posteriormente circule a gran velocidad por la turbina. Se han creado CAES isotérmicos
con eficiencias entre 70-80%. Sus periodos de vida están entre los 30 años.
Los CAES presentan un rango de capacidad de potencia elevado, que va de 5[MW] a 400[MW]. En
la Figura 1-3 [7] se muestra la planta CAES de Huntorf, la cual fue la primera planta CAES en el
mundo, y se ubica a pocos kilómetros de la ciudad de Bremen en Alemania. La planta actualmente
posee un volumen de almacenamiento capaz de proporcionar 290[MW] de potencia nominal por
más de 2 horas.
Dentro de las desventajas que presentan los CAES, están, por ejemplo, la baja densidad energética
que posee el almacenamiento, por lo que se requieren grandes reservorios (~ 300.000[m³]) para
aplicaciones de gran escala, y por ende grandes inversiones iniciales. Si los reservorios son
naturales, se hace más difícil el poder instalar un CAES, ya que estos no se encuentran fácilmente
en el planeta. Además, las plantas diabáticas que se encuentran actualmente en operación,
requieren de combustibles fósiles para el óptimo funcionamiento de la turbina, por lo que
generan emisiones de CO₂, lo cual es uno de los aspectos desfavorables de la tecnología.
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
8
Figura 1-3 Fotografía planta Huntorf, Alemania [7]
Dentro de las desventajas que presentan los CAES, están, por ejemplo, la baja densidad energética
que posee el almacenamiento, por lo que se requieren grandes reservorios (~ 300.000 m³) para
aplicaciones de gran escala, y por ende grandes inversiones iniciales. Si los reservorios son
naturales, se hace más difícil el poder instalar un CAES, ya que estos no se encuentran fácilmente
en el planeta. Además, las plantas diabáticas que se encuentran actualmente en operación,
requieren de combustibles fósiles para el óptimo funcionamiento de la turbina, por lo que
generan emisiones de CO₂, lo cual es uno de los aspectos desfavorables de la tecnología.
1.1.3 Volantes de inercia (FES)
El concepto de un volante está entre las formas de almacenamiento más antiguas. Se basa en el
almacenamiento cinético de energía en una masa giratoria [8]. FES (Flywheel Energy Storage) es
adecuado para inyectar potencias medias o altas (kW a MW) durante períodos cortos (segundos).
Se utiliza un rotor en el almacenamiento de energía mediante volante de inercia. El rotor se
acelera, lo que genera un ahorro de energía rotacional. La velocidad del rotor se reduce a medida
que la energía se extrae de ella, debido al principio de conservación de la energía [8]. Durante el
proceso de carga, el rotor es acelerado, permitiendo alcanzar altas velocidades, las que puede
alcanzar magnitudes desde 20.000[rpm] a más de 50.000[rpm]. La energía se almacena en el
volante, manteniendo el cuerpo giratorio a una velocidad constante. Durante el proceso de
descarga, el volante libera energía y conduce la máquina como un generador. Estos presentan
una densidad de energía que oscila entre 10-30[Wh/Kg] y una capacidad de potencia del orden
de los MWs, variando entre 1-20[MW] [8].
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
9
Un sistema de volante de inercia general está compuesto por un rotor suspendido mediante
cojinetes en una cámara de vacío. El rotor suspendido está conectado a un motor eléctrico. En la
Figura 1-4 [3] se presenta una ilustración de un FES, junto con sus componentes más importantes.
Figura 1-4 Ilustración del Flywheel NASA G2 [3]
Comparado con otros métodos de almacenamiento de energía, los FES poseen varias ventajas: no
contaminan, poseen una larga vida útil (de 20 a 30 años) para proporcionar ciclos completos de
carga y descarga, alta eficacia, fácil instalación y mantenimiento, alta densidad de potencia y
bajas limitaciones territoriales para su ubicación. Estos, poseen una eficiencia entre 70% y 90%
[1]. Los FES, en sistemas de potencia tienen un rol muy importante en cuanto al suministro en
horas punta y carga en horas valle, ya que, al poseer una respuesta rápida, permiten despachar
con eficacia ante una contingencia, y de esta forma, mejorar la calidad de la energía. Por ello, los
FES son aplicados hoy en día principalmente como un dispositivo de calidad de energía para
suprimir las fluctuaciones producidas por las ERNC, proporcionando suministro por
interrupciones de varios segundos o funcionando como puente por el cambio entre dos fuentes
[8].
Unos de los principales inconvenientes que trae consigo esta tecnología es la corta duración de
operación, baja densidad de energía, costo de inversión alto por kWh y grandes pérdidas. Por ello,
estos sistemas no son atractivos para ser usados en apoyo a gran escala en redes eléctricas, pero
se consideran como un soporte para turbinas eólicas en combinación con otras ESS en lugar de
estar operando solos.
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
10
1.2 Almacenamiento térmico
A este tipo de sistema de almacenamiento pertenecen una serie de tecnologías que almacenan
energía térmica (calor), para luego utilizarla cuando sea necesario. La base de estos sistemas
consta de la capacidad latente de ciertos materiales de absorber energía, para luego mantener
calor durante el tiempo.
Principalmente, hay tres tipos de almacenamiento: el almacenamiento sensible, el
almacenamiento latente y el almacenamiento termoquímico.
En el almacenamiento sensible, el calor almacenado aumenta la temperatura de un medio
líquido, sólido o gaseoso. El principal beneficio de este tipo de almacenamiento es que tanto la
carga como la descarga ocurren bajo un régimen de convección forzada. Por lo tanto, la
transferencia de calor no es un factor limitante para el sistema.
En el almacenamiento latente, el calor almacenado involucra un cambio de estado del sistema
receptor (sólido o líquido); la restitución del calor corresponde al cambio de estado inverso. Es un
proceso casi isotermo lo que puede suponer una mejora sustancial de la cantidad de energía
almacenada en comparación a un sistema de almacenamiento de calor sensible en el mismo
rango de temperaturas.
El almacenamiento termoquímico es el menos investigado y desarrollado hasta el momento, sin
embargo, es el que presenta un mayor potencial debido al calor liberado cuando se produce la
reacción. Depende principalmente del calor procedente del campo solar para desarrollar
reacciones químicas reversibles, por lo que el medio de almacenamiento ha de tener la habilidad
de disociarse completamente en el rango de temperaturas del campo solar.
1.2.1 Sales fundidas (MSES)
Este tipo de almacenamiento es mayoritariamente usado como almacenamiento sensible, pero
también se utiliza como almacenamiento latente.
Los MSES (Molten Salt Energy Storage) usualmente se utilizan en centrales de energía solar con
concentradores (CSP), que basan su funcionamiento en la concentración de la radiación solar en
un fluido HTF (Heat Transfer Fluid), el que luego interactúa con un ciclo de vapor, a través de
intercambiadores de calor, para posteriormente pasar a un ciclo Rankine clásico y generar energía
eléctrica. El intercambio entre la energía solar y el almacenamiento puede ser activo (el material
de almacenamiento circula entre tanques e intercambiadores de calor) o pasivo (el material de
almacenamiento es estático). Estos sistemas pueden alcanzar una vida útil de 30 años [9].
Las sales fundidas pueden alcanzar altas temperaturas mientras permanecen en estado líquido.
También, tienen una alta capacidad de almacenamiento, no son inflamables y no son tóxicas. Sin
embargo, la temperatura de cambio de fase sólido-líquido es bastante alta, por lo que se hace
necesario un sistema de calefacción suplementario para así evitar la solidificación por falta de
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
11
calor [9]. Además, estos sistemas presentan capacidades de potencia que oscilan entre 1-
100[MW].
La sal fundida es comúnmente una mezcla de 60% nitrato de sodio y 40% de nitrato de potasio,
comúnmente llamado salitre [10]. Ya ha sido utilizado en la industria química metalúrgica como
un fluido de transporte, de modo que existe experiencia utilizando este sistema en aplicaciones
distintas a la generación solar.
Esta sal se funde a 221°C (430°F) y se mantiene en estado líquido a 288°C (550°F) en aislamiento
dentro de un tanque de almacenamiento. Esto está tan bien aislado que la energía térmica puede
ser almacenada hasta por semanas.
Entre las plantas más importantes que utilizan este sistema, se encuentra la planta Gemasolar.
Esta planta es capaz de inyectar hasta 19.9[MW] y está ubicada en Sevilla, España [11].
Ésta es la primera planta de CSP a escala comercial del mundo. Presenta un receptor de torre
central con almacenamiento térmico por sales fundidas, el cual es calentado por reflectantes
ubicados alrededor, en la superficie de la tierra. Es capaz de producir energía durante 15 horas en
ausencia de luz solar. Con esta planta se puede generar electricidad las 24 horas del día
combinando la energía almacenada en forma de calor y la energía solar producida.
En la Figura 1-5 [11] se muestra una fotografía aérea de la planta Gemasolar.
Figura 1-5 Fotografía aérea de planta Gemasolar, Sevilla [11]
Entre las ventajas que presenta el uso de sales fundidas, se tiene que utilizan un material común
y económico. También, su eficiencia puede alcanzar el 93%, cifra muy superior a la de los sistemas
vistos anteriormente.
Dentro de las desventajas, es que sus costos de inversión son, hoy en día, muy elevado, lo que no
las hace competitivas. También, está el problema localización, ya que deben ubicarse en amplios
terrenos (centenares de hectáreas) y en zonas con gran índice de radiación.
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
12
1.2.2 Bombas de calor (PHES)
Hasta hoy, ya han nacido muchas tecnologías para almacenamiento de energía, que buscan
solucionar los problemas de intermitencia en la red producidos por las crecientes ERNC. Sin
embargo, muchas de estas no poseen una densidad de potencia ni de energía tal como para
resolver completamente estos inconvenientes. Por ello, es necesario que se construyan sistemas
del orden de los gigawatts-hora. Actualmente, los CAES y los PHS logran dar parte de la solución
a estos problemas a gran escala. Sin embargo, los PHS requieren grandes reservas de agua, con
volúmenes del orden de 107 m3 y los CAES requieren cavernas subterráneas con 106 m3 de tamaño
[12]. Por lo tanto, la ubicación de ambos, tanto PHS como CAES no se puede elegir libremente y
está limitada por factores geográficos y geológicos.
El PHES (Pumped Heat Electricity Storage) ha sido una alternativa más moderna para almacenar
energía, la que busca dar solución al problema de almacenamiento de energía a gran escala, ya
que pueden almacenar de 500[kWh] a 1000[MWh]. Una de las ventajas respecto a otras
tecnologías, es que no requiere de cavernas subterráneas como las CAES, ni grandes piscinas
como las PHS [12]. La eficiencia esperada es de 70-75%, y tiene una vida útil de 20-30 años, con la
capacidad de lograr 15000 ciclos. Además, la inyección de energía al sistema puede prolongarse
por horas y hasta días y su potencia de salida varía entre 0.1-200[MW].
PHES requiere los siguientes elementos: dos tanques de bajo costo (normalmente de acero) llenos
de partículas minerales (partículas de roca triturada) y un equipo para comprimir y otro para
expandir eficiente el gas. Un circuito cerrado lleno del gas de trabajo que conecte las dos tiendas,
el compresor y el expansor. Un gas monoatómico de trabajo como el argón, idealmente. En la
Figura 1-6 [13] se presenta una ilustración de los procesos de un PHES.
Figura 1-6 Ilustración de procesos de un PHES [13]
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
13
El almacenamiento de energía de calor bombeado (PHES) es análogo al PHS, pero en lugar de
bombear agua hacia otra piscina, el calor es bombeado desde un almacén térmico (-160 ° C) a otro
(+ 500 ° C) utilizando una bomba de calor reversible o motor térmico. Al invertir el proceso se
acciona el motor térmico (operando como generador) y se genera electricidad. El material de
almacenamiento de calor es la roca triturada.
El sistema utiliza la roca triturada como medio de almacenamiento, por lo que ofrece una
solución de almacenamiento de muy bajo costo. No existen limitaciones potenciales de
suministro en ninguno de los materiales utilizados en este sistema. Se espera que el tamaño de la
planta esté en el rango de 2-5[MW] por unidad, pero la agrupación de unidades puede
proporcionar instalaciones de tamaños del orden de los GW.
Este sistema puede abarcar todos los mercados que requieren PHS y otros que son adecuados
para la distribución local, por ejemplo, como soporte de voltaje. La tecnología está en fase de
desarrollo.
1.2.3 Sistemas de aire licuado (LAES)
LAES (Liquid Air Energy Storage) o también llamada CES (Cryogenic Energy Storage) es una
tecnología que busca almacenar energía mediante el uso del aire en estado líquido.
Esta tecnología utiliza electricidad para enfriar aire hasta que se licúa. Luego, almacena el aire
líquido en un tanque. Cuando se requiere generar electricidad, devuelve el aire líquido a un estado
gaseoso (por exposición al aire ambiente o aplicando calor residual proveniente de procesos
industriales) y utiliza ese gas para girar una turbina y generar electricidad. Los sistemas LAES
utilizan los componentes con una larga vida útil, superior a 30 años [14].
Es una tecnología de almacenamiento de energía de larga duración y gran escala. El fluido de
trabajo es aire licuado o nitrógeno líquido (~ 78% del aire). El tamaño se puede extender a cientos
de MWs (1-200[MW]) [15], pudiendo inyectar energía a la red durante horas. Además, presenta
una densidad de energía entre 20-40[Wh/Kg].
La eficiencia de estas plantas es fuertemente dependiente de su capacidad, como también sus
costos. Al aumentar la capacidad de la planta, se logra apreciar disminución en sus costos. Ésta, a
nivel comercial, puede variar entre 40-60%. En la Figura 1-7 [14] se muestra cómo varía la
eficiencia total del sistema con respecto a la capacidad de la planta.
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
14
Figura 1-7 Relación Costo-Tamaño[kW] y Eficiencia-Tamaño[kW] [14]
La primera planta piloto fue instalada en Birmingham, Reino Unido. Esta planta era capaz de
generar 350[kW] y de almacenar 2.5[MWh], operando continuamente por 8 horas, lo que
demuestra su efectividad para operar durante largos periodos con bajas capacidades de potencia.
Por ello, los sistemas LAES son adecuados para aplicaciones de larga duración. En la Figura 1-8
[14] se muestra una fotografía de la planta en Birmingham.
Figura 1-8 Fotografía de planta piloto ubicada en Birmingham, UK [14]
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
15
Entre las ventajas que se tienen de los LAES, están:
Gran Escala: Una de las pocas tecnologías que se pueden entregar cientos de MWs.
Aprovechamiento eficiente del calor de los residuos: Se puede ubicar junto con la
demanda industrial y aprovechar el calor residual
Flexibilidad: No están limitadas por la geografía y los sistemas pueden ubicarse cerca de
la demanda, donde se requieren.
Densidad de energía: Presenta una aceptable densidad de energía en comparación con
muchos otros sistemas, permitiendo instalaciones en sitios más pequeños.
Por lo tanto, las plantas LAES pueden proporcionar almacenamiento de energía a gran escala y
de larga duración, pudiendo ser construidos en prácticamente cualquier lugar.
1.3 Almacenamiento electromagnético
Al igual que los proyectos de ERNC, las diferentes tecnologías de almacenamiento aumentan año
a año, dando paso a nuevos métodos de acumulación energética. Dentro de los más modernos se
encuentran las tecnologías de almacenamiento electromagnético. Éstas presentan la gran ventaja
de que permiten descargas instantáneas de energía, además de bajos tiempos de carga. Por lo
anterior, se hace realmente útil el implementar estos sistemas a gran escala.
1.3.1 Supercondensadores (EDLC)
Hay tres tipos de supercondensadores: pseudo-condensadores, condensadores cerámicos de alto
voltaje y EDLC, pero debido al mayor auge de los EDLC, se hablará indistintamente de
supercondensadores y de EDLC.
Un EDLC (Electro-Chemical Double Layer Capacitors) es básicamente un condensador, el cual
está compuesto por dos electrodos conductores porosos (carbón) sumergidos en un electrolito
(hidróxido de potasio u otro líquido orgánico) y un separador. Cada electrodo forma un
condensador con una capa de los iones del electrolito. Este proceso de almacenamiento de
energía es un proceso eléctrico sin reacción electroquímica [16], acumulando energía en forma
de cargas electroestáticas.
Hay dos grandes diferencias con respecto a los condensadores convencionales. Primero,
almacenan la energía entre un electrodo conductor poroso y un electrolito líquido iónico
conductor. Segundo, la superficie aumenta mucho debido a la elevada porosidad del electrodo
[16]. Debido a esto, los EDLC pueden tener capacitancias muy altas (en el rango de kilofarads),
comparadas con mili o microfaradios para un condensador convencional. La descarga puede
extenderse solo de segundos a minutos y su potencia de salida es de alrededor de 1[MW].
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
16
Según [17], los sistemas EDLC presentan las siguientes características técnicas:
Tiempo de carga: 1-10[s]
Ciclo de vida: 1.000.000 cargas/descargas
Densidad de energía: 1-10[Wh/Kg]
Densidad de potencia: >10[kW/Kg]
Vida útil: 10-15[años]
Eficiencia: 97-98%
En comparación con las baterías, los supercondensadores poseen altas densidades de potencia.
También, los supercondensadores pueden soportar ciclos de carga / descarga sin degradación,
haciéndolos conveniente para aplicaciones en que se requiera despachar energía en tiempos
cortos. En la Figura 1-9 [2], se muestra un diagrama de un EDLC.
Figura 1-9 Diagrama de un EDLC [2]
Dentro de las ventajas que presentan estas tecnologías, se puede destacar si alta densidad de
potencia, bajos tiempos de carga y altas eficiencias. Esto ha permitido que crezca el interés por
incluir estos métodos de almacenamiento en RD.
A pesar de las ventajas que poseen los supercapacitores, estos poseen una densidad energética
muy baja respecto a otros ESS. Por ejemplo, comparado con las baterías de litio, las que se
presentarán más adelante. Además, presentan altos costos por unidad de energía almacenada
(20.000[US$/kWh]). Por ello, en estos momentos este sistema no es muy comercializado, pero se
espera que en el futuro esto cambie, debido a la capacidad de los supercondensadores de
acumular rápidamente energía.
1.3.2 Superconductores magnéticos (SMES)
Una unidad de SMES (Superconducting Magnetic Energy Storage) consiste en una gran bobina
superconductora, que se mantiene la temperatura criogénica mediante un refrigerador o
criostato que contiene helio o nitrógeno líquido. Los SMES pueden almacenar simplemente la
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
17
energía eléctrica como energía del campo magnético en bobina superconductora con gran
corriente continua [18]. El sistema utiliza un inversor/rectificador para transformar energía de
corriente alterna (AC) a corriente continua (DC) o vice versa.
Los superconductores pueden conducir corriente eléctrica sin resistencia y pérdida de energía en
ciertas condiciones. Esto se debe a que la resistividad eléctrica de un conductor metálico
disminuye gradualmente a medida que la temperatura se reduce. Ello permite disminuir
rápidamente a cero la resistividad eléctrica cuando la temperatura del material superconductor
se enfría por debajo de su temperatura crítica. De esta manera, bajo superconductividad, la
corriente eléctrica que fluye en una espira del cable superconductor puede persistir
indefinidamente sin fuente de alimentación.
El refrigerador consume energía eléctrica, y, por consiguiente, disminuye la eficiencia del SMES.
Un sistema de refrigeración típico requiere aproximadamente 1.5[kW] por mega watt-hora de
energía almacenada.
Los SMES tiene algunos méritos superiores a otros tipos de sistemas de almacenamiento, como
son: alta velocidad de respuesta para entrada y salida de grandes potencias, y alta eficiencia de
almacenamiento [18].
El fenómeno de la superconductividad ocurre en una gran variedad de materiales, incluyendo
elementos simples como el estaño y el aluminio. También se puede emplear diversas aleaciones
metálicas y algunos semiconductores fuertemente dopados. La superconductividad no ocurre en
metales nobles como el oro y la plata, ni en la mayoría de los metales ferromagnéticos.
Las bobinas superconductoras, como medio de almacenamiento, son ideales para aplicaciones
donde se requiera una rápida descarga de energía, las que deben prologarse solo por unos
segundos. Cuando se trata de descargar la bobina en un mayor tiempo, la bobina se apaga. Lo
anterior se debe a que, para tiempos prolongados, ésta sale de su estado de superconducción. En
la Figura 1-10 [9] se muestra un esquema de un sistema SMES.
Figura 1-10 Sistema SMES [9]
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
18
Según [19], los SMES presentan las siguientes características:
Rango de potencia: 1-10[MW]
Eficiencia: 95%
Tiempos de carga/descarga: Minutos a horas
Ciclos de carga/descarga: >10.000
Vida útil: >20 años
Entre las grandes ventajas que presentan los sistemas SMES, está el que almacenan energía
electromagnética con pérdidas insignificantes, las que mayoritariamente se presentan en el
conversor. El inversor/rectificador presenta pérdidas de energía cercanas al 2-3% en cada
dirección. Los SMES presentan menores pérdidas de electricidad en comparación a otros
métodos de almacenamiento de energía.
Los SMES también presentan desventajas, ya que su alto costo es la limitación principal para su
uso comercial. Debido a las necesidades energéticas de refrigeración y a los límites en la energía
total capaz de ser almacenada, los SMES se utilizan actualmente para el almacenamiento de
energía por breves periodos de tiempo. En complemento con lo anterior, los SMES presentan
densidades de energía entre 0.5-5[Wh/Kg].
1.4 Almacenamiento electroquímico
Finalmente, se tiene el almacenamiento electroquímico, el que se ha comenzado a proyectar cada
vez de manera más segura como una gran alternativa de almacenamiento de energía en redes
eléctricas de distribución. Una de las ventajas que presentan, con respecto a CAES y PH, es que
poseen menores restricciones de localización. Ello permite instalarlas en prácticamente en
cualquier lugar. Además, requieren de menores tiempos de construcción y diseño de las plantas.
Entre sus desventajas se encuentran los altos costos totales por unidad de energía y la baja
densidad energética de algunas tecnologías.
1.4.1 Bancos de baterías (BESS)
El consumo de baterías recargables ha mantenido un constante aumento en los últimos años,
debido principalmente al creciente uso de dispositivos portátiles, tales como teléfonos celulares,
cámaras fotográficas, computadores, reproductores de música, etc. Su uso de ha extendido,
además, a dispositivos industriales, como así también a automóviles eléctricos.
Las baterías se componen de múltiples células, que contienen ya sea un electrolito sólido o
líquido y un electrodo positivo y negativo [1]. A pesar de ser una de las tecnologías más antiguas
para el almacenamiento de energía eléctrica, factores como la facilidad de uso y la fiabilidad le
permiten seguir siendo una tecnología ampliamente utilizada y favorecida para el
almacenamiento de energía. El emplear módulos les permite a las baterías conectar múltiples
dispositivos, otorgándoles la facultad de poder aumentar sus capacidades de potencia [1].
Las tecnologías de baterías difieren entre ellas en distintos parámetros técnicos y económicos: la
eficiencia y la profundidad de descarga máxima para mantener una cierta vida útil (número de
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
19
ciclos). La densidad de energía y de potencia reflejan qué tan eficientes son las distintas
tecnologías con respecto al uso del espacio.
Sulfuro de sodio (NaS)
Las baterías de sulfuro de sodio son una de las tecnologías de almacenamiento electroquímico de
energía más utilizadas alrededor del mundo. Éstas presentan ventajas tales como: alta densidad
de energía, eficacia alta y tolerancia profunda de la descarga [1]. Esta tecnología se emplea
actualmente en aplicaciones de almacenamiento de energía a gran escala, como la gestión e
integración de energías renovables. Sin embargo, una alta temperatura de funcionamiento (300 °
C - 350 ° C) y la naturaleza altamente corrosiva de los productos de descarga de polisulfuro sódico
indican que esta tecnología solamente es adecuada para aplicaciones no móviles a gran escala
[1]. Además, son capaces de entregar potencias entre 0.5-50[MW]. Ejemplo de esto es el mega
proyecto de Mitsubishi, el que consiste de una planta de 50[MW] y 300[MWh] para almacenar el
excedente de energía proveniente de fuentes renovables en la subestación de Buzen-Fukuoka,
Japón.
La Figura 2.8 [20] muestra esquemáticamente el funcionamiento de la batería de NaS. Por diseño,
en el centro se encuentra el sodio (electrodo negativo) derretido, contenido en un tubo que forma
el electrolito sólido de -alúmina (material conductivo). Cuando la batería se descarga, el sodio
pasa a través del tubo de beta alúmina y se combina con el electrodo de sulfuro (electrodo
positivo), formando polisulfuro de sodio. Cuando se carga, las reacciones se invierten y el sodio
vuelve al interior del tubo [20].
Figura 1-11 Diagrama de una batería de NaS [20]
Esta tecnología tiene la ventaja de que las reacciones son exotérmicas (liberan calor), por lo que
es fácil mantener la temperatura de operación. Además, posee una alta densidad energética (150-
240[Wh/Kg]), gran cantidad de ciclos de vida variando entre 2500 y 5000, con una eficiencia de
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
20
ciclo completo que puede variar del 75 al 80% [4]. Operando de manera diaria es posible llegar a
los 15 años de operación. A lo anterior se puede sumar que las baterías tienen poca auto-descarga,
bajo mantenimiento y se puede reciclar cerca del 99% de los materiales utilizados [6]. Además,
sus periodos de descarga son de minutos a horas. También, requieren menos espacio para su
instalación que las baterías de plomo ácido.
Las desventajas de esta tecnología se encuentran en la producción en gran escala de -alumina,
pues sus costos están en aumento [20]. Además, su uso está limitado a aplicaciones estacionarias,
debido a la alta temperatura que alcanzan. Esto sumado a la dificultad de mantener la batería
sellada de manera de no exponer los reactivos al aire.
Plomo ácido (Pb-Acid)
La celda de plomo ácido está compuesta por dos electrodos, uno de plomo (electrodo negativo) y
otro de dióxido de plomo (electrodo positivo), inmersos en una solución de agua con ácido
sulfúrico (H2SO4). Los electrodos se encuentran separados por una membrana aislante y
permeable que evita cortocircuitos entre los electrodos. Esta tecnología permite entregar
potencias del orden de los MWs. Uno de los proyectos más grandes, a nivel de ESS, es el Duke
Energy´s Notrees. Éste busca almacenar energía excedente de un parque eólico utilizando
baterías con capacidad de inyectar hasta 36[MW]. Además, estos sistemas presentan una
densidad de energía entre 30-50[Wh/Kg].
El funcionamiento de las baterías de plomo ácido (Lead-acid) se basa en reacciones químicas
reversibles. Durante la descarga, el ion sulfato se combina con el plomo (Pb) y con el dióxido de
plomo (PbO2) para formar sulfato de plomo (PbSO4), el que se deposita en los terminales positivo
y negativo. Además, se libera hidrógeno y oxígeno. Esto causa que la concentración del sulfato
disminuya en la solución. Al cargarse la batería, el sulfato de plomo se convierte en plomo en el
electrodo negativo, y en óxido de plomo en el electrodo positivo [6].
Existen dos tipos de tecnologías de plomo ácido: la versión ventilada y la regulada por válvulas
(sellada). Ellas se diferencian en que la mantención necesaria para la batería de plomo regulada
por válvulas es menor, debido a la menor corrosión del medio ambiente. Sin embargo, la vida útil
de la batería de plomo ácido sellada es menor que la ventilada, debido a que es menos tolerante
frente a cambios de temperatura [21]. En la Figura 1-12 [22] se presenta una ilustración de los
componentes de una batería de plomo ácido.
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
21
Figura 1-12 Componentes y estructura interna de una batería de Plomo ácido [22]
Las ventajas de la tecnología de plomo ácido se deben a que ya ha sido probada en múltiples
aplicaciones. Ello les otorga una alta confiabilidad. Además, poseen una vida útil entre 1000-4500
ciclos dependiendo del fabricante y una eficiencia entre 75-90% [4]. También, sus periodos de
descarga son de minutos a horas y presenta larga vida útil que va de 2 a 10 años. Otro argumento
a favor es la gran capacidad que pueden alcanzar esos ESS. En noviembre de 1994, se inició un
BESS de 20[MW], 14[MWh] operación comercial, en PREPA. El sistema proporcionó control de
frecuencia, y regulación de voltaje [21].
Una de las desventajas se debe a que la cantidad mundial de plomo es limitada y se espera que
para el 2050 ya no existan reservas del metal. Otra desventaja se relaciona con el daño ambiental
que se ocasionaría si se llegase a derramar ácido sulfúrico. Esta situación puede ocurrir durante
el transporte o instalación de la batería pudiendo causar efectos negativos en el suelo y agua [23]
Ión-Litio (Li-ion)
Para estas baterías se emplea como electrolito una sal de litio que procura los iones necesarios
para la reacción. Los iones de litio se mueven entre ánodo y cátodo, produciendo un flujo de
corriente. El litio es uno de los metales más livianos, es altamente reactivo y tiene el mayor
potencial electroquímico, haciéndolo un material ideal para baterías. Existen numerosos tipos de
baterías de Ion-Litio (Lithium-ion), cada una con diferentes características [24]. Las más
populares son Litio-Cobalto, Litio-Manganeso y Litio-Fosfato.
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
22
En estas baterías el cátodo es un tipo de óxido de litio, el ánodo es de grafito (carbón) y el
electrolito es un tipo de sal de litio disuelta en carbonatos orgánicos. Las baterías de iones de litio
están entre las baterías más populares, ocupando el 50% del mercado en la zona de aplicaciones
portátiles y móviles [25]. Además, el litio es el tercer elemento más ligero y tiene el potencial más
alto de la oxidación de todos los elementos conocidos. Por lo tanto, proporciona alta energía y
baterías de alta potencia, con celdas de 3.6-3.7V [25]. En la Figura 1-13 [3], se muestra un diagrama
del funcionamiento de una batería de ion litio.
Figura 1-13 Diagrama del funcionamiento de una batería de Li-ion [3]
De acuerdo con [25], las características técnicas de las baterías Li-ion son las siguientes:
Densidad de energía: 70-200 [Wh/Kg]
Densidad de potencia: 150-500 [W/Kg]
Eficiencia: 90-97%
Tiempo de descarga: 1 a 8 horas
Ciclos de vida: 1.000 a 10.000
Vida útil: 5 a 15 años
La alta eficiencia que puede alcanzar la batería de iones de litio (del 97%) se muestra como un
gran argumento a favor, por lo que se siguen realizando investigaciones para perfeccionar este
sistema de almacenamiento. Estas interesantes características, sumado a ciclos de vida largos ha
logrado que la batería de litio tenga un lugar importante en la industria de la electrónica portátil.
Así, estos sistemas presentan una vida útil de aproximadamente 5500 ciclos de carga-descarga
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
23
para profundidades de descarga cercanas al 30%, y 1900 para profundidades de descarga del 80%
[20]. También, presentan potencias de salida alrededor de los 10[MW]. Hoy, se ha ampliado el uso
de esta tecnología en ESS, naciendo así mega proyectos. Uno de ello es el de Sendai Substation,
en Japón, donde se instalaron 40[MW] con baterías de iones de litio.
Es importante considerar que Chile es uno de los países con mayores reservas de litio a nivel
mundial, donde los salares altiplánicos de Bolivia, Chile y Argentina albergan más de la mitad de
los recursos mundiales de litio. En la Figura 1-14 [26] se presenta un gráfico que muestra la
distribución porcentual de reservas de litio en el mundo.
Figura 1-14 Distribución recursos del litio en el mundo por país [26]
Las principales desventajas de las baterías se deben a la seguridad, pues se debe mantener un
voltaje y una temperatura de operación dentro de rangos apropiados, debido a la fragilidad de su
estructura. Además, existe un aumento del riesgo de incendio debido al uso de solventes
orgánicos inflamables [6].
Otro aspecto importante a considerar es la profundidad de descarga, la que afecta a la batería
todo el tiempo. Por ello, se hoy en día se realizan estudios para aumentar la capacidad de la batería
y para mejorar la densidad de energía de la batería. Estas tecnologías, además, presentan
duraciones de descarga que van desde minutos hasta horas.
Ya hay proyectos chilenos en operación, entre ellos se encuentra el banco de baterías de litio que
instaló la empresa AES Gener en Mejillones. Estos BESS pueden aportar 20[MW] durante 15
minutos, de manera rápida y eficiente [27].
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
24
Níquel-Hidruro Metálico (NiMH)
Hay cinco tipos de tecnologías de baterías que utilizan electrodos de níquel y que se encuentran
como las más comunes [28]: Níquel-Hierro (NiFe), Níquel-Cadmio (NiCd), Níquel-Hidrógeno
(NiH2), Níquel-Hidruro Metálico (NiMH) y Níquel-Zinc (NiZn). De éstas, las más utilizadas son
las de NiCd y de NiMH, por lo que se profundizará en estas dos.
Una batería de níquel-hidruro metálico (Ni-MH) es un tipo de batería recargable que utiliza un
ánodo de oxihidróxido de níquel (NiOOH), como la batería de níquel cadmio, pero su cátodo es
de una aleación de hidruro metálico [29]. La tecnología de baterías de hidruro de níquel-metal es
una consecuencia de la tecnología NiH2, usando también hidrógeno como el electrodo negativo
(cátodo) [28].
La aleación metálica suele ser una mezcla compleja de un número de elementos, y ésta puede
variar dependiendo del diseño que estime conveniente el fabricante. Las baterías de NiMH
presentan, generalmente, una densidad de energía más alta que la de una batería NiCd
equivalente, el que puede variar entre 20 y 120 [Wh/Kg] [1]. Además, sus capacidades de potencia
pueden ser de hasta 40MW y muestran un despreciable efecto memoria. Este último término es
comúnmente utilizado para describir una variedad de fenómenos que dan como resultado una
pérdida de capacidad reversible de almacenamiento de la batería [28]. Los tiempos de descarga
pueden prolongarse de minutos a horas. En la Figura 1-15 [30] se muestra un diagrama de una
celda de NiMH.
Figura 1-15 Pila de NiMH [30]
En adición, la tecnología NiMH no contiene cadmio. Ésta es una característica muy favorable, ya
que el cadmio es un elemento tóxico, por lo que es nocivo para el medio ambiente. Entonces, esta
tecnología es ambientalmente más amigable que el NiCd y el Pb-Acid, pudiendo ser, incluso,
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
25
recicladas. Dentro de las características técnicas de estas tecnologías están: eficiencias entre 60 y
91% [31], densidad de potencia entre 250-1.000 [W/Kg], vida útil de 2 a 10 años y capacidad de
potencia de hasta 40[MW] [1].
Entre las desventajas que presentan las baterías de NiMH, está el que sus costos son un poco más
elevados que las de NiCd [29]. Además, sufren grandes incrementos de temperatura al cargarse o
durante su uso, y tiene una alta tasa de auto descarga.
En particular, las baterías de NiMH son sensibles a sobrecargas y descarga. Por lo tanto, las
baterías NiMH han sustituido a NiCd en aplicaciones de corriente relativamente baja. Éstas
pueden ser computadores, celulares, cámaras de video y se han estado incorporando en los
vehículos eléctricos [28]. La producción de grandes baterías de NiMH ha sido limitada, en parte
debido a la dificultad de fabricar el complejo hidruro metálico de manera uniforme. Por ello,
dentro de otros motivos, es que hay pocas baterías de NiMH usadas en la industria a gran escala.
A pesar de lo anterior, se espera un incremento del uso de estas baterías tras la incorporación de
ellas en los vehículos eléctricos e híbridos [28].
Níquel-Cadmio (NiCd)
La batería de níquel-cadmio (Nickel-cadmium battery) fue inventada por Waldmar Jungner en
1899, pero encontró poca aplicación debido a su alto costo y dificultad de fabricación [28]. El
principio de funcionamiento es similar al de las baterías de plomo ácido. La batería se compone
de electrodos de níquel y cadmio, para el electrodo positivo y negativo, respectivamente. Ambos
electrodos son hidróxidos de los elementos que los constituyen (Ni(OH)2 y Cd(OH)2). Ellos son
aislados por un separador e inmersos en una solución donde el hidróxido de potasio es el
electrolito (KOH). Durante el ciclo de carga, el hidróxido de níquel se convierte en oxihidróxido
de níquel (NiOOH) y éste se deposita en el electrodo positivo, mientras que en el electrodo
negativo se deposita cadmio metálico, manteniéndose constante la concentración de hidróxido
de potasio (KOH) en la solución [6].
Tal vez la acusación más dañina de la batería de NiCd es el hecho de que contiene cadmio, un
metal altamente tóxico Por esta razón, la producción, el uso y la eliminación de las baterías de
NiCd generalmente se controlan cuidadosamente. La industria ha realizado importantes
esfuerzos para promover el reciclaje, de modo que se recupera casi todo el cadmio de la industria
de las baterías. Además, el cadmio en las baterías rara vez presenta un problema para el usuario
final [28].
Esta tecnología presenta eficiencias entre 60 y 91% [31], densidad de potencia entre 250-1.000
[W/Kg], densidad de energía hasta de 80 [Wh/Kg], potencia de salida de hasta 40[MW] y vida útil
de 2 a 10 años [1]. Sus tiempos de descarga van desde algunos minutos hasta horas. En la Figura
1-16 [3] se muestra un diagrama de una batería de NiCd.
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
26
Figura 1-16 Diagrama de una batería de NiCd [3]
Las baterías de NiCd presentan el llamado "efecto de memoria”. Este fenómeno se puede corregir
mediante un proceso de reacondicionamiento en el que la batería se descarga por completo y
luego recargado [28]. Estas baterías pueden alcanzar una vida útil de 3500 ciclos (a 80% de
profundidad de descarga) y requieren poco mantenimiento. Sin embargo, la cantidad de ciclos
de vida útil depende, de gran manera, de la profundidad de descarga. Se puede alcanzar hasta
50.000 ciclos con un 10% de profundidad de descarga [32].
Dentro de las ventajas que presentan estas baterías, están: Costos relativamente bajos, presentan
alta densidad de energía y gran capacidad para inyectar energía [28]. Por ello, ya ha sido utilizada
en sistemas eléctricos para inyectar a la red. Uno de estos casos es el del BESS ubicado en Alaska,
EEUU. Este sistema de almacenamiento puede inyectar 27[MW] por 15 minutos. Lo que se busca,
es lograr mantener estabilizado el sistema eléctrico. Por ello, se balancea la demanda y la
generación frente a diferentes contingencias. Una de ellas puede ser caídas en la generación.
Las mayores desventajas de las baterías de NiCd son su toxicidad, y el hecho de que sufren del
efecto memoria. Además, al ser el cadmio y el níquel mentales pesados tóxicos, pueden causar
riesgo a la salud de las personas. Por ello, en el año 2003, Europa obligó a reciclar el 75% de la
batería, aumentando el costo de este tipo de sistema de almacenamiento y limitando su éxito
comercial [33].
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
27
Las baterías de níquel-cadmio siguen siendo ampliamente utilizadas en aplicaciones de aviones
militares y comerciales, donde sus altas capacidades actuales los hicieron preferible a otras
baterías de electrodos de níquel. Sobre todo, encontraron la aplicación como reemplazos. para
las baterías de plomo-ácido, donde era crucial una mayor confiabilidad o un mejor rendimiento
de temperatura [28].
También, se utilizan todavía en muchos bienes de consumo, como por ejemplo en celulares y en
afeitadoras. Esto se debe a su bajo costo y peso. Las baterías de NiCd son el electrodo de níquel
más comúnmente utilizado en baterías de la industria de servicios públicos, y es probable que
sigan así en un futuro cercano.
Zinc-Bromo (ZBB)
Las baterías de Bromuro de Zinc (Zinc Bromine Batteries) forman parte de las baterías de flujo.
Las tecnologías de flujo tienen los productos químicos activos almacenados externamente a los
dispositivos de conversión de potencia. Los sistemas en los cuales los materiales activos están
disueltos en un electrolito líquido son llamadas baterías de flujo redox. Además, están las
tecnologías de flujo híbrido, en la cuales uno o más componentes activos son almacenados
internamente. Dentro de este grupo se encuentran las ZBB. Este tipo de baterías de flujo ha sido
altamente explotado, junto con las de Vanadio-Redox. Estas últimas tecnologías se
profundizarán.
Desde la invención de ZBBs, en 1970 por Exxon, esta tecnología ha evolucionado hasta el punto
de que ahora está disponible comercialmente para su uso a gran escala. Esto permite postularlas
como alternativas para ser utilizadas en RD. En ellas se almacena internamente un componente
activo (en este caso es el Zinc). Mientras que el otro componente se almacena en un tanque
externo (Bromo).
Sus tiempos de descarga pueden prolongarse de minutos a horas. En su proceso de
carga/descarga, el zinc se encuentra en estado sólido cuando la batería es cargada. Luego, éste se
disuelve cuando la batería se descarga, mientras que el bromo está disuelto en el electrolito
acuoso [6]. Los electrodos de celda están formados por un compuesto de carbono-plástico y se
separan por medio de una membrana de poliolefina microporosa [6]. En la Figura 1-19 [34] se
presenta una ilustración del flujo de un electrolito en un BESS de ZBB.
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
28
Figura 1-17 Flujo de un electrolito en un BESS de ZBB [34]
Otras características importantes de esta tecnología es su relativamente alta densidad de energía
de 75-85[Wh / kg], densidad de potencia entre 300-600[W/Kg] [34], una alta eficiencia energética
de 75-85% y un ciclo más largo vida de 2000 ciclos de carga y descarga al 100%, sin presentar daños
[6]. Además, su vida útil es de alrededor de 10 años.
Dentro de las ventajas que poseen estas baterías están: bajos costos de producción, descargas
profundas de energía, disponibilidad de materias primas ZnBr2, bajo impacto ambiental, altos
voltajes de salida por celda (1.85[V]), altas eficiencias y alta densidad de energía [35]. Además, en
términos ecológicos, estos productos son básicamente fabricados de plásticos reciclados, lo que
permite una producción de bajo costo y los hace amigables con el medio ambiente.
La tecnología de Bromuro de Zinc ha experimentado un desarrollo importante. En general, esta
tecnología está lista para la etapa de producción de algunas aplicaciones de potencia a gran
escala. Las baterías de flujo híbridas de ZBB están disponible comercialmente en tamaños de
1[MW] y 3[MWh]. Poseen la capacidad de proporcionar su potencia nominal (0.5-2[MW]) durante
2-10 horas. De hecho, grandes cantidades de energía pueden almacenarse durante largos
periodos de tiempo debido a prácticamente nulas autodescargas de la batería [6].
Vanadio-Redox (VRB)
Una batería de flujo es técnicamente similar a las pilas de combustible respecto a su reversibilidad
electroquímica. Esto, ya que permiten ser recargadas al aplicarles una diferencia de potencial en
sus terminales. Las baterías de flujo son tecnologías relativamente nuevas. Su funcionamiento
está basado en reacciones de reducción y oxidación en soluciones electrolíticas.
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
29
Las baterías redox de vanadio (VRB,Vanadium redox flow batteries) son unos de los sistemas de
almacenamiento en baterías de flujo más maduros, con más de 25 años en investigación en
diferentes universidades. Los VRB son ESS que utilizan baterías de flujo con iones de vanadio en
diferentes estados de oxidación.
Su principio de operación se observa en la Figura 1.18 [20]. Básicamente, se tiene dos electrodos
y ambos contienen vanadio almacenado, pero con diferentes estados de oxidación. En el
electrodo negativo, V3+ es convertido en V2+ (reducción). De forma similar, en el electrodo
positivo, V4+ es convertido en V5+ (oxidación). La celda contiene dos compartimentos, los que se
encuentran separados por una membrana iónica. Ésta no permite el paso de los iones de vanadio,
pero sí deja pasar los iones de hidrógeno, completando así el circuito eléctrico. Las soluciones
electrolíticas son bombeadas continuamente de tanques externos que contienen los pares
solubles de las reacciones de óxido-reducción [6].
Figura 1-18 Diagrama de funcionamiento de una VRB [20]
La energía de las baterías redox se almacena en el electrolito, cambiando la concentración de los
iones presentes en la solución. En la práctica, las celdas se ordenan en arreglos de celdas usando
electrodos bipolares. La potencia del sistema está determinada por el número de celdas en el
arreglo y la energía por la concentración y volumen de los electrolitos [9].
La vida útil del sistema varía entre 15-20 años, con más de 1000 ciclos de carga y descarga al 100%.
Sin embargo, mientras los electrolitos no requieran mantenimiento especial, es recomendable
reemplazar la membrana del separador cada 5 años. El sistema VRB logra eficiencias energéticas
del 78%. Ello, da como resultado bajos costos para almacenar grandes cantidades de energía
durante largos períodos de tiempo. El costo por kWh disminuye a medida se aumenta la
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
30
capacidad de almacenar energía, logrando costos de hasta 150[$/kWh] [6]. Su potencia de salida
oscila entre 0.3-3[MW].
Estas baterías tienen muchas ventajas, debido a la composición del electrolito, la configuración y
la operación de sistema. Presentan gran rapidez de respuesta de carga/descarga. Además, en
milisegundos pueden proporcionar altas potencias. Por ello, pueden utilizarse en calidad de
energía y huecos de tensión. También, logran alcanzar altas eficiencias y una prolongada vida útil.
También, pueden inyectar a la red durante periodos que van desde minutos a horas
Las desventajas más características que presentan las baterías de ZBB son su notable baja
densidad de energía, de alrededor de 25-35[Wh/kg] y la complejidad del sistema en comparación
con las baterías convencionales. La baja densidad implica la necesidad de más celdas (tensión de
celda de 1,2 V) para obtener la misma potencia que otras baterías. Además, circular grandes
volúmenes de electrolito con bombas limita la aplicación de estos sistemas. Por ejemplo, en el
sector transporte es complejo y costoso [6].
Adicionalmente, se debe realizar mantención a la membrana, la cual es una parte fundamental
de la batería, pues permite separar a los electrolitos. Por otro lado, roturas en los tanques de
electrolitos pueden causar daños ambientales y peligros considerables para el personal durante
la instalación o el mantenimiento.
1.4.2 Celdas de combustible (FC)
Las celdas de combustible, bajo el concepto “Power to Gas” abren un campo de posibilidades
interesante para el almacenamiento de energías renovables. Éste aún no ha sido altamente
explotado. La opción del “Power-To-Gas” consiste en la transformación del excedente de energía
generado por las energías renovables en hidrógeno.
Almacenamiento de energía con hidrógeno (HES)
El hidrógeno es una fuente importante de energía limpia. Cuando el hidrógeno es usado como
fuente de energía, solo se libera agua y calor como subproductos. Ello permite evitar la
producción de gases contaminantes. Los sistemas basados en hidrógeno tienen el potencial de
convertirse en una importante fuente de energía en el futuro.
HES (Hydrogen Energy Storage) es de las tecnologías con mayor densidad de energía, lo que
permite inyectar por varios minutos e incluso horas. Hoy en día, los HES son utilizados como un
complemento para la operación de redes inteligentes. Aquí, aporta en el almacenamiento y en la
estabilización de la red [36].
El almacenamiento de energía mediante hidrógeno es una de las tecnologías más inmaduras. Su
proceso de almacenamiento se divide en tres partes [37]:
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
31
Producir hidrógeno
Almacenar hidrógeno
Generar energía mediante hidrógeno
Dentro de las técnicas tradicionales de producción de hidrógeno, se encuentran estas 3 maneras:
reformado con vapor, oxidación parcial y electrólisis del agua. Los dos primeros poseen son más
económicos, pero poseen el gran inconveniente de que producen gases de efecto invernadero
(metano, monóxido de carbono, CO2, etc.) Debido a lo anterior, la producción de hidrógeno
mediante electrólisis está abarcando más terreno en el mundo de los ESS [37].
Durante el proceso de electrólisis, el hidrógeno es producido a partir de agua y electricidad. De
esta reacción química, resulta hidrógeno y oxígeno. Este último es liberado a la atmósfera. Los
últimos avances han aumentado la eficiencia de producción de hidrógeno al 85%.
Electricidad + Agua Hidrógeno + Oxígeno
El almacenamiento de hidrógeno se puede realizar comprimiendo, licuando el hidrógeno o por
hidruro de metal. La opción de uso más frecuente es comprimiendo hidrógeno (65- 75% de
eficiencia) [37]. El hidrógeno también se puede almacenar líquidamente, sometiéndolo a altas
presiones y enfriándolo. Sin embargo, mantener el hidrógeno en estado líquido es exigente. Lo
anterior, debido a que debe mantenerse almacenado a temperaturas muy bajas (esto aumenta los
costos) [37]. En la Figura 1-19 [38] se muestra un sistema que permite almacenar hidrógeno
comprimido.
Figura 1-19 Sistema de hidrógeno a altas presiones [38]
La eficiencia del proceso completo está entre el 30-50% [37]. Además, estos sistemas presentan
altas densidades de energía, entre 100 y 1.000 [Wh/Kg]. Entre otras características se tiene: vida
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
32
útil de 2-20 años, descargas con tiempos de duración entre minutos y horas y capacidad de
generación de la planta entre 0,1-50[MW] [39].
Las ventajas que presentan las HES son:
Altas densidades energéticas
Amplio rango de capacidad (kW a MW) de una planta
Largos periodos de descarga (de minutos a horas)
Amigable con el medio ambiente (mediante electrólisis)
Dentro de las desventajas de las HES están:
Altos costos de inversión unitarios (>10.000[US$/kW])
Bajas eficiencias
Tecnología inmadura (en desarrollo)
La pila de combustible es una tecnología relativamente nueva y no tiene partes móviles, no
liberan gases de efecto invernadero, son ligeras y confiables. Dentro de los aspectos más
destacables está la alta densidad de energía. Esta característica le da mucho potencial para ser
explotada en un futuro. Sin embargo, la tecnología necesita avanzar más para ser implementada
a gran escala [37].
Celda de combustible de metanol directo (DMFC)
El metanol (CH3OH), es un combustible fácilmente obtenible y económico. Se trata del
hidrocarburo oxigenado más simple, con una densidad similar a la gasolina. Su uso directo en
celdas de combustible permite el desarrollo de aplicaciones portátiles de menor peso que las que
utilizan hidrógeno.
Al contrario de las celdas de hidrógeno, las celdas a metanol directo (Direct Methanol Fuel Cells)
no dependen totalmente de los complejos procesos de generación de H2 (gaseoso). Su uso
tampoco crea la necesidad de nuevas y costosas infraestructuras adaptadas al uso de gases. Esto
ya que el metanol es un líquido a temperatura ambiente. Por ello, puede utilizarse
infraestructuras mucho más simples y económicas. En la Figura 1-20 [40], se muestra una tabla
que compara ciertas características de algunas celdas de combustibles.
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
33
Figura 1-20 Principales aplicaciones y rangos de potencia de los diferentes tipos de fuel cell [40]
Inicialmente, en el cátodo se mezcla oxígeno con protones y se produce agua. Durante el proceso
de almacenamiento de energía, el metanol (CH3OH) se mezcla con el agua, en el ánodo. Esta
reacción tiene como resultado dióxido de carbono (CO2) y protones (H+), los cuales pasan a través
de la membrana. Los electrones obtenidos en la reacción fluyen a través del circuito externo.
Cátodo: O2 + 6H+ + 6e- 3H2O
Ánodo: CH3OH + H2O CO2 + 6H+ + 6e-
Figura 1-21 Membrana de una DMFC [41]
Dentro de las ventajas que presentan los DMFC se puede destacar: descargas internas
prácticamente nulas, vida útil de 10 años, altas densidades de energía (500-600[Wh/Kg]) y
atractivos precios del combustible (económico respecto a otros tipos). Además, presenta
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
34
pequeñas dimensiones respecto a otro tipo de celdas, al utilizar un combustible líquido (densidad
mucho mayor a cualquier combustible gaseoso). También, la capacidad de potencia es alrededor
0.01[MW] y pueden descargar energía durante periodos que van de minutos a horas.
Esta tecnología también presenta algunos aspectos negativos. Para empezar, Problema de
toxicidad del metanol. Se deben establecer unas condiciones de seguridad similares a las de otros
combustibles líquidos como la gasolina. Menor densidad de potencia respecto a las celdas de
hidrógeno. Un aspecto importante a notar es que solo consiguen un rendimiento entorno al 20-
40% [42]. Esta notable reducción respecto al rendimiento teórico (del 96.9%) se debe a diferentes
factores. Entre ellos se destaca el problema de crossover de metanol [43].
El crossover del metanol es un fenómeno, en el cual las moléculas de metanol pasan del ánodo al
cátodo a través de la membrana. En teoría, la membrana debería ser impermeable al metanol,
pero eso no ocurre totalmente. Existe una pequeña cantidad de líquido que puede pasar al otro
lado (a través de un proceso de difusión) y reaccionar libremente con el oxígeno. Ello libera
energía en forma de calor sin que pueda ser aprovechada para producir electricidad. Este
fenómeno reduce el voltaje de la celda, y éste, a su vez, el rendimiento [43].
Las células de combustible de metanol directo han atraído intereses significativos para
aplicaciones, tanto computadores como en teléfonos celulares. Esto es debido a su alta densidad
de energía y al uso de combustible líquido, el que puede ser almacenado y transportado
fácilmente [43].
Celda de combustible Óxido Sólido (SOFC)
En SOFC se utiliza como electrolito óxido de zirconio. Éste es un sólido cerámico estabilizado con
óxido de itrio. El electrolito es calentado a una temperatura de entre 800 y 1000 °C, produciendo
aniones de oxígeno en el cátodo (reducción de oxígeno). Estos fluyen desde el cátodo al ánodo
para oxidar el combustible gaseoso (hidrógeno). En el ánodo, la combinación de anión de oxígeno
con hidrógeno genera electrones y agua. Luego, los electrones fluyen por el circuito externo. De
esta manera se completa la reacción REDOX [28].
Cátodo: O2 + 4 O2-
Ánodo: H2 +O2- H2O + 2
Por la alta temperatura de operación, estas celdas no necesitan platino u otro metal precioso
como catalizador. El catalizador permite incrementar la catálisis de la reducción del oxígeno.
Además, aparte de la rebaja en el costo que esto permite, hace que sean mucho más tolerantes a
las impurezas, como el monóxido de carbono (CO).
Puesto que en este tipo de pilas el electrolito es sólido (punto de fusión de 2715°C), se eliminan
los problemas derivados de la corrosión asociada al electrolito. A su vez, esto dificulta la difusión
de los gases de un electrodo a otro. De esta forma, se mejora la estabilidad dimensional del
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
35
sistema y se evitan inundaciones en los electrodos. En contrapartida, las altas temperaturas
empleadas ocasionan problemas mecánicos en los materiales de la celda.
Estructuralmente, las pilas de óxido sólido difieren considerablemente de las otras tecnologías de
pilas de combustible. En efecto, para formar una celda de óxido sólido se depositan capas
delgadas de materia activa en la parte exterior de un tubo cerámico poroso. El gas combustible se
alimenta por el exterior del tubo y el aire por el interior.
Medioambientalmente, cabe decir que poseen muy pocas emisiones. La SOFC se considera un
sistema de almacenamiento de energía verde y prometedor. Ofrece varios beneficios, tales como
modularidad, aceptables eficiencias (50%) y opciones de cogeneración [44].
Dentro de las ventajas de ESS que utilizan SOFC están: reformado interno, alta densidad de
energía (500-1000[Wh/Kg]) y reacción cinética muy rápida en ausencia de catalizadores de
platino. Ellos permiten que el desempeño de SOFC aumente. Además, son capaces de entregar
potencias de hasta 100[kW] durante periodos de minutos a horas [45]. En la Figura 1-22 [46], se
puede ver la foto de una planta de 100[kW] creada a fines del año 2000, en Holanda.
Figura 1-22 Planta SOFC de 100[kW], Netherland [46]
Uno de los principales problemas para los SOFC es que presentan un lento comportamiento
dinámico durante transitorios aumentos en la demanda de potencia. Cuando un SOFC está sujeto
a un aumento de la carga en el paso, experimenta una caída instantánea del voltaje en la curva I-
V. Se requieren varios segundos para lograr inyectar lo que demanda la carga. Además de esto,
puede ocurrir la inanición de hidrógeno, que afecta el rendimiento general de SOFC, y presentan
cortos periodos de vida útil, de hasta 5 años. Estos problemas pueden resolverse mediante la
integración de SOFC con un dispositivo complementario. Este puede ser un super-capacitor, en
un sistema híbrido.
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
36
Celda de combustible Carbonato Fundido (MCFC)
Una celda de combustible de carbonato fundido (Molten Carbonate Fuel Cell) se muestra como
una de las tecnologías de FC más eficientes y adecuada para almacenamiento distribuido de
energía [47]. Ésta alcanza eficiencias de hasta 65% cuando se incorpora la cogeneración, sin usar
electrodos basados en metales preciosos. Se ha desarrollado continuamente como una planta de
almacenamiento de nueva generación [48].
El hidrógeno se obtiene a través de la reacción de reforma del gas natural y el vapor. El aire se
utiliza como fuente de oxígeno [47]. Debido a la alta temperatura de funcionamiento del FC entre
600-700 ° C, el reformado de combustible generalmente se realiza dentro de la celda de
combustible. El proceso es llamado reforma interna directa (DIR). Esta característica nos permite
lograr un sistema compacto y económico diseño [48]. La pila consta de unos pocos cientos de
celdas acumuladas con el cable actual conectado en serie [47]. En la Figura 1-23 [49] se muestra
un gráfico que presenta los diferentes rangos de temperatura a los que operan algunas tecnologías
de FC.
Figura 1-23 Temperatura de operación aproximada para diferentes tipos de FC [49]
La MCFC es un tipo de celda de combustible directa, que elimina los procesadores de
combustible externos. Metano, el principal ingrediente del gas natural, y el vapor son convertidos
en un gas rico en hidrógeno en el ánodo de regeneración o en la cámara de regeneración. Ésta es
parte de la celda de combustible. Esta celda tiene dos electrodos porosos en contacto sal fundida
de carbonatos de litio (Li2CO3) y potasio (K2CO3). En el cátodo se alimentan el oxígeno (O2) y
dióxido de carbono (CO2), los cuales son convertidos en iones de carbonatos (CO -).
Cátodo: CO2 + ½ O2 + 2 CO -
Ánodo: H2 + CO - H2O + CO2 + 2
El electrolito permite a los iones viajar hacia el ánodo. En él, el hidrógeno reacciona con los iones
para formar agua y CO2, y dos electrones son liberados. Ello permite conectar los electrodos a
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
37
través de un circuito externo, completando el flujo de generación de corriente continua. El uso
mayoritario de este tipo es en aplicaciones estacionarias de cogeneración, produciendo desde
algunos kW hasta decenas de MWs.
El MCFC está siendo desarrollado para centrales eléctricas basadas en gas natural y carbón, desde
unos cientos de kWs hasta varios MWs. La empresa FuelCell Energy (FCE) tiene actualmente la
mayor planta de fabricación de MCF. Ésta construyó en el año 2011 la planta de 2.8[MW] en la
Universidad de California San Diego, EEUU [50]. En la Figura 1-24 [51] se muestra una fotografía
de la planta ubicada en San Diego, California.
Figura 1-24 Planta de 2.8[MW], UC San Diego, EEUU [51]
Dentro de las ventajas que presentan los MCFC están: descargas prácticamente nulas, elevada
eficiencia (respecto a las demás FC), elevadas densidades de energía (400-800[Wh/Kg]) y altas
capacidades de potencia (2-100[MW]), las que pueden inyectar por periodos que se prolongan
durante minutos u horas. Además, la alta temperatura a la que opera permite obtener hidrógeno
a partir de la formación de hidrocarburos de forma natural. También, el calor generado puede ser
aprovechado por otros medios de cogeneración.
Los problemas que presentan los ESS basados en MCFC son: tecnología inmadura (en desarrollo),
baja eficiencia (comparada con todos los ESS), cortos tiempos de vida útil, de hasta 5 años y los
altos costos unitarios de inversión. Esto último se debe, entre otros aspectos, a que los electrodos
nacen de una costosa aleación de níquel-cromo en el ánodo y níquel-litio en el cátodo. Además,
las altas temperaturas traen consigo problemas de corrosión del electrolito, lo que provoca el
deterioro de componentes y la reducción de su vida útil.
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
38
1.5 Características de las tecnologías de almacenamiento de energía
1.5.1 Ventajas y desventajas
En la Tabla 1-1 se presenta un resumen de las principales ventajas y desventajas de las tecnologías
de almacenamiento de energía presentadas anteriormente.
Tabla 1-1 Ventajas y desventajas
Tecnología Ventajas Desventajas PHS Larga vida útil
Altas capacidades de
potencia
Amplios tiempos de
descarga
Alto costo de inversión y
mantención
Limitaciones geográficas
Impacto ambiental
CAES Altas capacidades de
potencia
Larga vida útil
Alto costo de inversión
Requerimiento de grandes
reservorios
FES Larga vida útil
Alta eficiencia
Alta densidad de potencia
Bajos tiempos de descarga
Baja densidad de energía
Alto costo de inversión
MSES Económico material para
sales
Alta eficiencia
Alto costo de inversión
Requerimiento de altos índices
de radiación
PHES Larga vida útil
Gran capacidad de
almacenamiento de energía
No posee limitaciones
geográficas
Falta madurez tecnológica
Alto costo inversión
LAES Altas capacidades de
potencia
Flexibilidad geográfica
Alta densidad de energía
Falta madurez tecnológica
EDLC Alta densidad de potencia
Alta eficiencia
Bajos tiempos de carga
Relativamente baja densidad de
energía
Altos costos por unidad de
energía almacenada
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
39
Tecnología Ventajas Desventajas SMES Altas capacidades de
potencia
Alta eficiencia
Rápidas respuestas
Alto costo de inversión y
mantenimiento
Baja densidad de energía
NaS Alta densidad de energía
Alta eficiencia
Larga vida útil
Alto costo de inversión
Dificultad para mantención y
control de reactivos
Pb-Acid Alta capacidad de potencia
Madurez tecnológica
Alta eficiencia
Se proyecta escases de plomo
Potencial daño ambiental
Li-ion Alta eficiencia
Grandes reservas de litio en
Chile
Alta densidad de potencia
Alto costo de inversión
Altos requisitos de seguridad
NiMH Alta eficiencia
Alta densidad de potencia y
energía
Menos contaminante que
NiCd
Alto costo de inversión
Problemas debidos a elevadas
temperaturas
Alta tasa carga-descarga
NiCd Alta densidad de potencia y
energía
Alta eficiencia
Costos de inversión
relativamente bajos
Toxicidad
Notorio efecto memoria
ZBB Alta disponibilidad materias
primas y bajo costo
Alta eficiencia
Alto voltaje de salida por
celda
Inmadurez tecnológica
Mantención partes mecánicas
VRB Rapidez de carga/descarga
Larga vida útil
Baja densidad de energía
Rigurosa mantención
HES Alta densidad de energía
Largo tiempo de descarga
Amigable al medio ambiente
Alto costo de inversión
Baja eficiencia
Tecnología inmadura
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
40
Tecnología Ventajas Desventajas DMFC Nulas descargas internas
Alta densidad de energía
Combustible líquido
Toxicidad del metanol
Baja eficiencia
Baja capacidad de potencia
SOFC Pocas emisiones de gases
Alta densidad de energía
Aceptable eficiencia
(comparada con otras FC)
Lenta respuesta a la demanda
Dependencia de otro ESS para
ser competitivo
MCFC Alta eficiencia (comparada
con otras FC)
Alta capacidad de potencia
Potencial aprovechamiento
de calor por medio de
cogeneración
Alta densidad de energía
Tecnología inmadura
Alto costo de inversión
Problemas de corrosión
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
41
1.5.2 Madurez tecnológica
Un aspecto relevante al momento de elegir una tecnología idónea para ESS es su grado de
madurez. En la Tabla 1-2, se clasifican los diferentes métodos de almacenamiento en tres
categorías. Estas se definen de la siguiente manera:
Madura: Son tecnologías que llevan años de investigación, desarrollo y aplicación a nivel
comercial. Además, ya se han utilizado ampliamente a gran escala.
Desarrollada: Estas ESS se están desarrollando a nivel comercial, pero no se han
diversificado ni se ha ampliado su uso en aplicaciones a gran escala.
En desarrollo: Solamente llevan algunos años de desarrollo y aún presentan falencias que
no las hacen competitivas en el mercado para aplicaciones a gran escala.
Tabla 1-2 Grado de madurez
Tecnología Grado de madurez PHS Madura
CAES Desarrollada
FES Desarrollada MSES Desarrollada
PHES Desarrollada LAES En desarrollo
EDLC Desarrollada SMES Desarrollada
NaS Desarrollada Pb-Acid Madura Li-ion Desarrollada
NiMH Desarrollada
NiCd Desarrollada
ZBB En desarrollo VRB Desarrollada HES En desarrollo
DMFC En desarrollo SOFC En desarrollo MCFC En desarrollo
1 Tecnologías para almacenamiento de energía
42
1.5.3 Tabla comparativa
Tabla 1-3 Resumen tecnologías para almacenamiento de energía
ESS Eficiencia
(%)
Densidad de
energía[Wh/Kg]
Rango de
potencia[MW]
Duración
descarga
Vida útil
(años) PHS 70-85 0.5-1.5 1-3000 Días 40
CAES 70-80 30-60 5-400 Horas-Días 30
FES 70-90 10-30 1-20 Seg.-Min. 20-30
MSES 93 1-10 1-100 Horas 30
PHES 70-75 15-30 0.1-200 Min.-Horas 20-30
LAES 40-60 20-40 1-200 Min.-Horas >30
EDLC 97-98 1-10 1 Seg.-Min. 10-15
SMES 95 0.5-5 1-10 Segundos >20
NaS 75-80 150-240 0.5-50 Min.-Horas 15
Pb-Acid 75-90 30-50 35 Min.-Horas 2-10
Li-ion 90-97 70-200 40 Min.-Horas 5-15
NiMH 60-91 20-120 40 Minutos 2-10
NiCd 60-91 80 40 Minutos 2-10
ZBB 75-85 75-85 0.5-2 Min.-Horas 10
VRB 78 25-35 0.3-3 Min.-Horas 15-20
HES 30-50 100-1000 0.1-50 Min.-Horas 2-20
DMFC 20-40 500-600 0.01 Min.-Horas 10
SOFC 50 500-1000 0.1 Min.-Horas 5
MCFC 65 400-800 2-100 Min.-Horas 5
43
2 Aplicaciones de sistemas de almacenamiento de energía en un SEP 2.1 Aplicaciones y beneficios técnicos al incorporar ESS
Los ESS estudiados pueden ser utilizados para cumplir diferentes funciones. Varias de éstas
pueden proporcionar beneficios económicos a sus dueños. Además, estas aplicaciones son
numerosas, lo que significa una gran cantidad de oportunidades de negocios para las empresas
que poseen ESS. Un aspecto notable al usar ESS, es que se pueden combinar tecnologías para
cubrir más aplicaciones dentro de un área en particular.
Algunas aplicaciones requieren de sistemas que cumplan con ciertas características. Por ejemplo,
que sean capaces de entregar o absorber potencia durante períodos muy breves, o incluso
durante horas. Debido a estas características, algunos sistemas de almacenamiento son más
adecuados que otros para ciertos usos.
Las aplicaciones de los sistemas de almacenamiento de energía se pueden agrupar según su área
en el mercado eléctrico. Entre éstas están: generación, transmisión y distribución. A
continuación, se presentan diferentes aplicaciones de los ESS en proyectos comerciales de
diferentes áreas.
2.1.1 Variabilidad de centrales ERNC
Las ERNC se ven favorecidas y potenciadas con estos sistemas. En particular, las centrales eólicas
y solares son objetivos muy atractivos para los propietarios de sistemas de almacenamiento de
energía, debido a su naturaleza de generación intermitente.
Por el lado de la energía eólica, existe una importante variabilidad en la disponibilidad del
recurso. Ello implica variaciones de potencia muy fuertes, lo que genera oscilaciones en la
frecuencia del área de inyección. Por ello, una forma de mejorar la calidad de energía inyectada a
la red proveniente de fuentes de generación renovable es utilizando ESS. El uso de ESS permite
suavizar las curvas de potencia en parques eólicos y generar cierta estabilidad en la generación,
ayudando a nivelar estas fluctuaciones. En la Figura 2-1 [52] se muestra la curva de potencia de
un generador eólico y solar, mostrando, también, cómo varían sus curvas al incorporar baterías.
2 Aplicaciones de sistemas de almacenamiento de energía en un SEP
44
Figura 2-1 Curvas de potencia de generador eólico y solar al incorporar baterías [52]
La intermitencia del recurso en parques eólicos provoca que, generalmente, no se inyecte en base
a un costo de oportunidad, sino solamente cuando hay disponibilidad de viento. Por ejemplo, en
algunas zonas los peaks de generación se dan en la noche, cuando los costos marginales son bajos,
y cuando dichos costos son altos no se puede generar.
Mediante un sistema de almacenamiento, se puede garantizar la inyección de potencia para una
determinada magnitud, durante un período más prolongado de tiempo. Así, la instalación de ESS
puede aumentar los ingresos de estas empresas, ya que se incrementar el pago que reciben por
potencia. Al mismo tiempo, se podría apoyar a la concesionaria de una RD mediante ESS. Esto se
puede hacer cargando el sistema de almacenamiento en horas de demanda baja, para luego
descargarlo en horas de demanda alta, donde el costo marginal sea mayor. Todo lo anterior
permite un uso más prolongado de tiempo de las fuentes de ERNC en el sistema.
Por otro lado, el aumentar el uso de ERNC permitiría la disminución de la huella de carbono. Si
se utiliza la energía generada por centrales de ERNC en horas de punta, las centrales
termoeléctricas que presentan costos totales mucho más elevados podrían no ser necesarias,
dejándolas fuera de operación. Por ello, se podría prescindir de ellas, o al menos disminuir su
producción. Esto permitiría reducir las emisiones de gases contaminantes a la atmósfera, dentro
de otros beneficios.
2.1.2 Regulación de frecuencia
Idealmente debiese existir un equilibrio entre la potencia generada y la demandada dentro del
sistema eléctrico, de forma que todas las unidades se encuentren girando a la velocidad de
sincronismo (frecuencia de la red). La demanda presenta una naturaleza aleatoria, instante a
instante, lo que provoca un desbalance entre generación y demanda. Lo anterior se traduce en
variaciones en la frecuencia del sistema y, por lo tanto, en problemas para el manejo y control de
la red.
2 Aplicaciones de sistemas de almacenamiento de energía en un SEP
45
Por un lado, las variaciones rápidas en la carga hacen que se produzcan cambios pequeños en la
frecuencia de la red durante algunos segundos. También, pueden ocurrir variaciones lentas en la
red eléctrica, las que producen cambios en la frecuencia durante minutos o incluso horas.
Además, pueden ocurrir grandes perturbaciones, como la salida intempestiva de plantas
generadoras o grandes caídas en la demanda. Con lo anterior, se pueden producir caídas
considerables en la frecuencia, lo que es totalmente indeseado. Todas estas actividades caen
dentro de lo que se conoce como Regulación de Frecuencia de la red.
En Chile se definen tres niveles de regulación de frecuencia: el control “primario”, “secundario”,
y “terciario”. Estos niveles se diferencian por sus tiempos de operación y por los mecanismos que
intervienen [53]. A continuación, se definen los tres niveles de regulación.
Control primario de frecuencia (CPF): Cuando ocurre una falla que provoca un
desequilibrio repentino entre generación y demanda, la frecuencia del sistema varía
rápidamente. La primera acción correctiva es el CPF, donde actúan los reguladores de
velocidad de los generadores en base a un control proporcional. Esto les permite inyectar
potencia rápidamente (se debe tener un margen de reserva en giro para lograrlo).
Normalmente el error tiene una duración entre los 10 y 30 segundos.
Control secundario de frecuencia (CSF): Tiene como objetivo llevar el error permanente
de frecuencia a cero. Para ello, se deben modificar las consignas de los generadores de
forma automática o manual. Con esto se busca mantener los flujos programados entre
áreas del sistema e impedir que la perturbación se propague.
Control terciario de frecuencia (CTF): Una vez alcanzado el valor nominal de frecuencia,
es necesario lograr el mínimo económico. Por ello, se recurre a la regulación terciaria de
frecuencia, donde se redespachan las unidades, con el objetivo de minimizar los costos
marginales.
De esta forma, un ESS puede dar regulación primaria y secundaria de frecuencia en sistemas
interconectados. Básicamente, para regulación primaria, el ESS absorbe potencia (se carga)
cuando hay un incremento de la frecuencia. Análogamente, éste inyecta potencia (se descarga)
cuando disminuye la frecuencia. De forma similar puede apoyar un ESS en el CSF, tanto para el
control automático como para el manual.
Con relación a los tiempos de respuesta en CPF, se requiere bastante rapidez, donde la respuesta
del ESS debe ser segundos. Hacia los 30 segundos, ya debe estar toda la reserva activada y debe
ser capaz de proveer regulación hasta más o menos los 15 minutos. ESS rápidos, como los FES,
SMES, EDLC y algunos BESS, permiten experimentar mejoras significativas en el desempeño de
la regulación, con relación al CPF convencional.
Otro punto a favor, al incorporar ESS, se presenta en el caso de penetración de energía solar y
eólica. Esto, ya que dichas tecnologías son incapaces de dar regulación primaria, por lo que el
apoyo con ESS puede significar una oportunidad de negocio para ayudar a la inserción de
energías alternativas.
2 Aplicaciones de sistemas de almacenamiento de energía en un SEP
46
2.1.3 Regulación de voltaje
Los niveles de tensión en cada barra de la red son parámetros que deben estar definidos. Esto es
un requerimiento por parte de las empresas de distribución eléctrica, el que está estipulado en la
normativa chilena. Aquí, la variable principal que influye sobre los valores de tensión dentro de
un SEP es la potencia reactiva.
Algunos sistemas de almacenamiento tienen la capacidad de absorber y entregar potencia
reactiva. En particular, muchos BESS equipados con un equipo de compensación adecuado
posibilitan su uso para regulación de tensión. Así, se puede cumplir una función similar a la que
realizan algunos equipos FACTS, como los SVC (“Static VAR Compensator”), ayudando a
mantener la tensión del sistema en niveles estables mediante el manejo de reactivos [54].
Para regular tensión, el ESS debe ser extremadamente rápido, con tiempos del orden de los 20 ms.
Además, debe poseer un equipo conversor de electrónica de potencia que opere en los cuatro
cuadrantes, de manera de poder operar como capacitor o reactor, según sea el caso.
Es especialmente atractiva la idea de utilizarlos de manera distribuida, cerca de los centros de
consumo. Incluso, pueden ser utilizados por los clientes finales para corregir su factor de
potencia. Esto puede ser de utilidad para grandes empresas, ya que así evitan las multas debidas
a bajo factor de potencia.
Al tener un ESS en las cercanías de la carga que pueda proporcionar, tanto la potencia activa como
la reactiva, se podría reducir las pérdidas de potencia en las líneas. Además, ello posibilita
desligarse del soporte de energía reactiva de otros generadores por un cierto periodo [55].
También, los ESS que pueden descargar energía rápidamente, son capaces de estabilizar el
sistema en el tiempo suficiente como para permitir que generadores u otras fuentes de energía
reactiva puedan encenderse y evitar inestabilidad de voltaje. Por ejemplo, los SMES, debidos a su
naturaleza, son ideales para este tipo de aplicación. Se pueden usar para respaldar una caída de
tensión transitoria, debida a una gran perturbación en el sistema de potencia, con duración entre
10-20 ciclos [55].
2.1.4 Partida en negro
La capacidad de partida en negro (“blackstart”) se define como la capacidad que tiene una unidad
generadora para poder incorporarse al sistema eléctrico, estando inicialmente apagada, sin la
necesidad de la asistencia de la red eléctrica. Este tipo de capacidad se utiliza generalmente para
energizar la red eléctrica y soportar la conexión de otras unidades generadoras y líneas de
transmisión cuando ha ocurrido en el sistema una falla, ya sea total o parcial.
2 Aplicaciones de sistemas de almacenamiento de energía en un SEP
47
Para esta aplicación los ESS presentan gran ventaja frente a muchos medios de generación, ya
que pueden prestar el servicio de partida en negro. Típicamente se requieren grandes niveles de
potencia activa y reactiva (>10 MVA). Esto es debido a que se tiene que energizar las líneas de
transmisión, brindar control de voltaje, control de frecuencia y lograr la partida de los
generadores.
También, se debe tener un tiempo de descarga de algunas horas para poder energizar los
generadores y darles partida desde un estado frío. Por ejemplo, en turbinas de gas, que van desde
15 minutos a una hora.
2.1.5 Arbitraje de energía
El despacho económico permite minimizar costos de operación, sujeto a restricciones de calidad
y seguridad de servicio dentro del sistema interconectado. También, permite saber la magnitud
de potencia a generar y los costos marginales en cada barra del sistema. Normalmente, el
operador del sistema realiza los despachos de forma horaria.
En mercados desregulados, la minimización de costos permite la creación de un mercado, en el
cual se compra y vende energía y potencia a costo marginal. Éste es el denominado mercado spot.
Entonces, el objetivo general de cualquier despacho económico es ubicar las centrales de la forma
más económica para el sistema. La variación horaria de la demanda presenta valles y puntas en
la demanda y el mercado lleva al equilibrio económico. Esto lleva a aumentar los costos
marginales en horas de alta demanda y reducirlos en horas valle (baja demanda).
Los sistemas de almacenamiento pueden gestionar la compra y venta de energía, comprando a
bajos precios (cargando) y vendiendo (descargando) a precios mucho más elevados. Esto es a lo
que se conoce como arbitraje de energía.
Para lograr el arbitraje de forma diaria se requieren sistemas de almacenamiento con un gran
número de ciclos y, en lo posible, de gran capacidad. Por ello, los sistemas de gran escala, como
PHS y CAES, son los más adecuados para esta aplicación.
2.1.6 Descongestión de líneas y desfase de inversiones
La congestión de las líneas es un problema recurrente en los SEP. Esto usualmente involucra
grandes inversiones en instalaciones, para así aumentar la capacidad de las mismas.
Los ESS ofrecen una alternativa muy interesante, ya que permiten la descongestión de las líneas.
Por ejemplo, si una línea presenta el problema de que se alcanza su límite térmico cuando la
demanda es alta, entonces debiese realizarse una inversión para aumentar la capacidad de la
línea. Sin embargo, se puede instalar un ESS en el lado de la carga o consumo (Almacenamiento
Distribuido). De esta manera, el sistema de almacenamiento descargará su energía en horas
punta y la línea no alcanzará a operar al máximo de su capacidad.
2 Aplicaciones de sistemas de almacenamiento de energía en un SEP
48
Esto se muestra como una alternativa muy atractiva, desde el punto de vista económico, para las
empresas distribuidoras. Esto les permite lograr un aplazamiento de las inversiones de expansión
para la capacidad de las líneas, lo que favorece económicamente a la empresa distribuidora. Si se
utilizan sistemas con baterías, sería necesario utilizar una tecnología que permita inyectar energía
al sistema durante varias horas. Además, que presente una prolongada vida útil, de manera que
se pueda utilizar de forma diaria.
2.1.7 Respaldo para usuarios finales y subestaciones eléctricas
Otra aplicación que se le puede dar a los sistemas de almacenamiento de energía es la de servir
como respaldo en caso de emergencias y cortes de energía. Por ejemplo, si están instalados cerca
de una subestación, pueden utilizarse para mantener funcionando los servicios auxiliares hasta
que se resuelva la falla, en forma similar a como operan los equipos UPS (“Uninterruptible Power
Systems”).
Por otro lado, un cliente industrial puede utilizarlos en caso de que ocurra un corte de suministro
energía, pudiendo así evitar grandes pérdidas económicas por interrupción de sus procesos
productivos. También, se debe considerar que tener grupos electrógenos de respaldo no siempre
es factible. Esto ya que, por ejemplo, existen regulaciones locales que prohíben la instalación de
estos equipos en ciertos sectores urbanos. Por otro lado, hay que tener en cuenta que un sistema
de almacenamiento utilizado para estos fines tiene que ser capaz de proveer energía por períodos
largos de tiempo.
2.1.8 Recorte de demanda de hora punta
El pago por potencia busca entregar un incentivo al distribuidor para que la demanda que él
suministra sea lo más uniforme posible. Esto debido a que para generar y transportar la energía
consumida durante las horas punta en la RD, se deben mantener instalaciones de red
sobredimensionadas, operar con generadores menos eficientes o aumentar los costos de
operación del sistema.
En esta aplicación, el ESS tiene como objetivo reducir la potencia punta del distribuidor. Para ello,
la batería se carga durante las horas de demanda baja y luego transfiere esa energía a las horas de
demanda alta.
El beneficio principal de minimizar el pago por potencia es monetario. Debido a que el pago que
realizan los distribuidores depende de la máxima potencia punta, minimizar la potencia punta
disminuye el pago que tiene que realizar la distribuidora.
Un efecto negativo de la utilización de ESS es el mayor consumo de energía. Esto es debido a que
la eficiencia de la batería no es 100%. Por lo anterior, la energía requerida para cargar la batería es
mayor a la energía que entrega el ESS en su descarga.
2 Aplicaciones de sistemas de almacenamiento de energía en un SEP
49
2.2 Almacenamiento de energía en el mundo
2.2.1 Experiencia de países con ESS
La situación a nivel mundial en cuanto a la implementación de sistemas de ES es aún escasa, pero
con un desarrollo incipiente en los últimos años. Dentro de los países desarrollados existe una
política energética clara para el desarrollo y la instalación de las tecnologías de ES dentro de los
sistemas eléctricos de potencia.
A continuación, en la Tabla 2-1, se presentan la capacidad instalada a nivel mundial de ciertas
tecnologías de almacenamiento de energía, de acuerdo con [56]. Aquí, se puede apreciar el
predominio que poseen las PHS respecto a las demás.
Tabla 2-1 Capacidad mundial instalada (MW) [56]
Tecnología Capacidad [MW] Hidroeléctrica De Bombeo 183851 Sales Fundidas 2752
Batería Ion-Litio 2167 Aire Comprimido 1169
Volantes de Inercia 972 Almacenamiento Térmico (Otras) 871
Esquemas Power-to-Gas 431 Otras baterías 305
Baterías Sulfuro de Sodio 198 Baterías de Plomo-Ácido 152 Capacitores Doble Capa 79
Baterías de Flujo Redox Vanadio 76
Baterías de Bromuro de Zinc 58
Baterías Níquel-Cadmio 32 Celdas de Hidrógeno 18
2 Aplicaciones de sistemas de almacenamiento de energía en un SEP
50
Figura 2-2 Capacidad instalada a nivel mundial, excluyendo a las PHS [56]
A pesar del gran potencial que presenta América Latina para almacenar energía (PHS, CAES, BESS
de Litio), la mayor concentración se encuentra principalmente en países del Oriente y en EEUU
[57]. Acá, los más importantes son: Japón, China, EEUU y países de Europa. En la Figura 2-3 [57]
se presenta la capacidad instalada de PHS en ciertos sectores del planeta.
2 Aplicaciones de sistemas de almacenamiento de energía en un SEP
51
Figura 2-3 Almacenamiento de energía PHS en el mundo [57]
Japón
En Japón se han desarrollado ampliamente los PHS desde la década de 1960. Debido a que este
país depende en gran medida de las plantas de energía nuclear, es que tiene poca flexibilidad
operativa. Además, le es difícil exportar energía debido a su situación insular. Por ello, y
aprovechando su gran potencial hídrico, es que probaron el uso de PHS para almacenar el exceso
de energía de origen nuclear producido durante los períodos de baja demanda [57].
Luego del accidente de Fukushima-Daichi, en 2011, el gobierno había anunciado la voluntad de
la eliminación gradual de la energía nuclear. Sin embargo, el nuevo gobierno ha retrocedido de
esa decisión en abril de 2014, invocando medidas económicas, ambientales y motivos de
seguridad para el adecuado suministro.
En el apuro por diversificar su cartera de las fuentes de energía y aumentar su independencia
energética, también apoyan firmemente el desarrollo de ERNC. Esto condujo a la instalación de
32 GW de ERNC capacidad de potencia a finales de 2014, aumentando el interés por la tecnología
PHS. Un ejemplo que lo atestigua, es la gran planta PHS de 2.8 GW, en Kannagawa. Se espera que
esté en funcionamiento para el año 2020.
Desde un punto de vista tecnológico, Japón ha estado a la vanguardia de nuevos desarrollos. Por
ejemplo, la instalación de la PHS de 240[MW] en Yagisawa. También, la PHS de 30[MW],
construida durante el año 1999, en Okinawa, es la primera PHS de agua de mar en el mundo. En
ella, el agua se bombea en un circuito cerrado directamente desde el océano [57].
2 Aplicaciones de sistemas de almacenamiento de energía en un SEP
52
Figura 2-4 Capacidad instalada de ESS en Japón [57]
A pesar del gran aporte de PHS en este país, también se ha incursionado en usar otras tecnologías
para ES, entre estas están los BESS. Uno de muchos proyectos BESS es el proyecto Rokkasho, el
que utiliza un arreglo de baterías NaS que en conjunto proporcionan 34[MW] [58]. Éste es
utilizado para nivelar la carga y permitir la venta de energía eólica de bajo costo durante las horas
pico.
Figura 2-5 BESS NaS de 34[MW] en Rokkasho, Japón [59]
2 Aplicaciones de sistemas de almacenamiento de energía en un SEP
53
En total, se tienen 17 arreglos de unidades de batería NaS, de 2[MW] cada una. Éstos se controlan
e integran con el parque eólico Rokkasho, de 51[MW], a través de un centro de control
centralizado. Las baterías se cargan por la noche, cuando la demanda de energía es menor. Luego,
la energía almacenada se puede suministrar a la red junto con la generada por los
aerogeneradores durante los tiempos pico de demanda.
Otro ESS ubicado en Japón es el que está ubicado en Tomamae. Éste utiliza baterías de Vanadio
Redox y presenta una capacidad de 4[MW]. Fue construido con el objetivo de suavizar las
oscilaciones de potencia del parque eólico de Tomamae [60].
China
China se ha convertido en uno de los más activos países para el despliegue de PHS, con muchos
proyectos colosales. El objetivo del gobierno es lograr una capacidad entre 50 y 60 GW para el año
2020.
La implementación de PHS es impulsada no solo por razones de almacenamiento de energía, sino
también como apoyo auxiliar a la red. También, ha sido utilizada para mejorar el control sobre el
suministro de agua dulce [57].
Casi todas las plantas de PHS existentes, así como los proyectos propuestos, son ubicado en el
lado este del país, que corresponde a las regiones con el mayor consumo de energía. También, se
ubican en el lado norte, que es donde se concentra la mayor producción de energía en base a
carbón.
Este país depende en gran medida de la hidroelectricidad, especialmente para respaldo de
seguridad, en situaciones de emergencia. Por ejemplo, el PHS Shinsanling (0.8[GW], Beijing) ha
realizado 48 esquemas de reinicio urgente en 2010. También, el PHS Tianhuangping (1.8[GW],
Zhejiang) ha servido como una herramienta de ajuste y reserva de energía de emergencia 33 veces,
entre 2005 y 2009 [57].
Además, el gran país asiático ha estado construyendo alrededor de quince PHS con capacidades
de potencia por encima de 1[GW], incluyendo el colosal proyecto PHS Fengning, de 3.6[GW]. Éste
se espera que finalice el 2021, convirtiéndose en el ESS más grande del mundo.
2 Aplicaciones de sistemas de almacenamiento de energía en un SEP
54
Figura 2-6 Capacidad instalada de ESS en China [57]
Estados Unidos
La planta de energía McIntosh en Alabama, Estados Unidos, utiliza tecnología CAES y presenta
una capacidad nominal de 110[MW]. Ésta entró en funcionamiento el año 1991 y utiliza cuatro
turbinas de combustión de gas natural [58]. La instalación se utiliza principalmente para
suministrar energía durante las horas de mayor demanda. Es capaz de producir hasta 110[MW]
de potencia en 14 minutos.
También, se han utilizado las baterías de Ion litio, y un ejemplo de aplicación es la planta de AES
Laurel Mountain. Ésta consiste en una planta eólica de 98[MW], con 61 aerogeneradores
individuales, que incluye un sistema de almacenamiento de batería de Ión-Litio, el cual presenta
una capacidad de 32[MW].
El BESS puede almacenar hasta 8[MWh] de electricidad, proporcionando capacidad de reserva a
corto plazo para el Pennsylvania-New Interconexión Jersey-Maryland (PJM). Este proyecto está
diseñado principalmente para regulación de frecuencia. Esto, ya que los servicios públicos, en
Estados Unidos, están obligados a mantener reservas de energía (reserva en giro) para solucionar
problemas debidos a fluctuaciones en la red. El BESS puede proporcionar una respuesta casi
instantánea a las solicitudes de energía de la red operadores, ayudando a balancear generación y
demanda [61].
Este arreglo de baterías como capacidad de reserva juega un papel crítico en la confiabilidad de
la red, con una disponibilidad superior al 95%. El sistema de almacenamiento también permite
2 Aplicaciones de sistemas de almacenamiento de energía en un SEP
55
que la instalación eólica controle la velocidad de rampa de sus generadores, suavizando
fluctuaciones en su producción minuto a minuto.
Resto del Mundo
Un país que ha crecido rápidamente los últimos años es India. Este país está en camino a instalar
más de 10 GW de energía renovable al año, en promedio, desde comienzos del año 2017. El
objetivo del actual gobierno hindú, fijado en 175 GW para 2022, supone la puesta en marcha de
135GW en proyectos a escala comercial. Por ello, también han incorporado a su red eléctrica los
ESS.
Entre los proyectos de ESS que están operativos, se tiene el de Gujarat Solar One. Esta planta
consiste en un MSES de 25[MW] que cuenta con un canal parabólico, el cual concentra la energía.
El proyecto permite almacenar energía durante 9 horas usando sales fundidas, las que se
mantendrán en estado líquido en dos tanques en el sitio. El proyecto costó aproximadamente
USD 750 millones [58].
Otro país que ha mostrado gran interés en las ESS es Alemania. El almacenamiento de energía
distribuida está siendo cada vez más considerada en el país, como parte de la transición de
Alemania hacia un nuevo mix energético. La integración de cada vez más fuentes de energía
renovable en las redes provoca que la volatilidad aumente y se produzcan excedentes de energía.
Dentro de las tecnologías que han implementado para almacenamiento de energía están los HES.
Como ejemplo, el centro de aplicaciones H2Herten utiliza un sistema híbrido, compuesto por un
HES y baterías de ion de litio para suministrar energía. La electricidad es suministrada por
turbinas de viento y luego se almacenan en las baterías de iones de litio (sistemas de 30[kW] y
50[kW]). Con el excedente de energía, se produce y luego almacena hidrógeno en recipientes a
presión (2400[m3] normales a 50[bar]) [58].
El proyecto mencionado fue financiado por la Unión Europea, y tiene por objetivo reducir las
emisiones de gases de efecto invernadero, aumentar la eficiencia energética, y reducir la demanda
máxima de energía (controlar curva de demanda con inclusión de ESS). La construcción del
sistema tardó tres años en completarse.
Además, se encuentra en evaluación un BESS de baterías de iones de litio, con una capacidad
nominal de 6[MW]. El sistema de almacenamiento se conectará a la red de distribución,
permitiendo a la empresa participar en el mercado de reserva de control primario. Esta planta
comenzará a construirse el año 2018.
2 Aplicaciones de sistemas de almacenamiento de energía en un SEP
56
2.3 Almacenamiento de energía en Chile
2.3.1 Experiencia en Chile y proyectos con ESS
Hace unos años, la empresa AES Gener instaló los primeros ESS en Chile. Éstos nacieron como
parte de un modelo de negocios, ya que a las centrales carboneras se les exigía un 4% de reserva
en giro para prestar regulación de frecuencia (como servicio complementario). Entonces, para
poder operar a mayor potencia de despacho, y así, percibir mayores ingresos, es que decidieron
instalar tecnologías BESS. Éstas fueron instaladas en Los Andes, Angamos y Cochrane.
BESS Subestación Los Andes: Ubicado en la región de Antofagasta, fue puesto en servicio
el año 2009. Tiene una capacidad de 12[MW], los que pueden ser inyectados al Sistema
Interconectado del Norte Grande (SING) durante 15 a 20 minutos. Las baterías son de ion-
Litio con tecnología Nanofosfato de ión-Litio, de tipo modular dispuestas en ocho
contenedores. La energía almacenada en estas baterías puede ser inyectada al SING en
periodos de contingencias. Esto le otorga al operador una ventana de tiempo superior
para la entrada de otro generador auxiliar para así satisfacer la demanda.
BESS Central Angamos: Puesto en servicio el año 2012, este complejo de baterías se ubica
en la región de Antofagasta, específicamente al interior de la Central Termoeléctrica
Angamos (544[MW]). Las baterías utilizan tecnología ion-litio, con capacidad de entregar
20[MW] durante 20 minutos. La finalidad de este complejo es el de suplir reserva en giro
(4%) que debe ser suministrado por Angamos, permitiéndole a esta central operar a una
mayor potencia de despacho.
BESS Subestación Cochrane: Junto a una subestación GIS de la central termoeléctrica
Cochrane se ubica el BESS, cuyas baterías son del tipo ión-litio con tecnología
Nanofosfato de ión-litio, al igual que las mostradas anteriormente. Además, los
dispositivos estarán programados para entrar en operación en forma automática cuando
ocurra un descenso de la frecuencia bajo los 49,7[Hz]. Una vez regulada la frecuencia en
el sistema, los dispositivos dejarán de operar de forma automática. Ante un evento de
sub-frecuencia, el BESS Cochrane puede inyectar de forma rápida y sostenida 20[MW]
hasta que la frecuencia se restablezca por un valor superior a la banda de desactivación
que es de 49,9[Hz]. Ante un evento de sobre-frecuencia, el BESS Cochrane puede absorber
12,5[MW] hasta que la frecuencia se restablezca a un valor inferior a 50,1[Hz].
El almacenamiento de energía ha estado siendo utilizado por diferentes países alrededor del
mundo desde hace años, pero solo hasta hace unos años se ha comenzado a diversificar, ya que
únicamente se utilizaban los PHS. Continuando con la búsqueda permanente de soluciones
energéticas de vanguardia, Chile, poco a poco ha ido incorporando estas tecnologías en su
sistema eléctrico.
2 Aplicaciones de sistemas de almacenamiento de energía en un SEP
57
Dentro de los proyectos de ESS que hay en Chile, está el de la empresa ENGIE Energía Chile. Éste
utilizará baterías de ión-litio, con una potencia instalada de 2[MW] y una capacidad de
almacenamiento de 2[MWh] [62]. Además, el sistema estará conectado a una subestación ya
existente y ayudará a la integración en la red de proyectos fotovoltaicos y eólicos. Esto último
debido a que las fuentes de ERNC podrán almacenar su excedente de energía.
También, un gran proyecto de PHS en Chile es Espejo de Tarapacá. La empresa Valhalla está
avanzando en el proyecto “Espejo de Tarapacá”, el cual consiste en una Central Hidráulica
Reversible, de bombeo-generación, en el sector costero de Caleta San Marcos, junto a su
respectiva Línea de Transmisión Eléctrica [63]. Este proyecto contempla una potencia de
generación de hasta 300[MW].
Figura 2-7 Esquema de Proyecto Espejo de Tarapacá [64]
El proyecto bombeará, durante el día, agua de mar mediante equipos de bombeo-generación,
ubicados en la Caverna de Máquinas. Esto se hará a través de túneles submarinos y subterráneos
hasta un reservorio natural, donde se acumulará el agua extraída. Posteriormente, en la noche, el
agua acumulada en el reservorio se conducirá mediante los mismos túneles subterráneos hasta
los equipos de bombeo-generación para generar energía eléctrica, restituyéndola finalmente al
mar. La operación considera el mismo punto en el mar para efectos de toma y descarga del agua
[63].
Otro proyecto a gran escala es Copiapó Solar, de la empresa SolarReserve. Este proyecto cuenta
con una planta híbrida, que consiste en dos unidades termosolares MSES de torre central de 120
MW nominales cada una, más una central generadora fotovoltaica de 150[MW] AC. También, la
potencia máxima de inyección a la red del proyecto será de aproximadamente 260[MW], lo que
implica una generación neta de energía anual esperada del orden de 1.700[GWh/año] [63].
2 Aplicaciones de sistemas de almacenamiento de energía en un SEP
58
Figura 2-8 Modelo de Planta Termosolar con torre central [65]
Además, para el transporte de la energía generada, se construirá una Línea de Transmisión
Eléctrica aérea de doble circuito de 220 Kv. Ésta se conectará con la Subestación Carrera Pinto
(220 kV), propiedad de la empresa Transelec. Este proyecto comenzará a construirse a finales del
año 2019 y se convertirá en una de las plantas solares más grandes del mundo.
2.3.2 Desafíos para la industria eléctrica en Chile
La Política Energética de Chile ha ido evolucionando en los últimos 30 años. Inicialmente, la Ley
General de Servicios Eléctricos del año 1982 orientaba el desarrollo energético de forma
consistente con la política general de desarrollo económico y social del país durante los años 80s.
En 1990, ocurrió el primer cambio a la visión política energética, integrando los conceptos de
sustentabilidad y equidad. Más tarde, y a raíz de las crisis energéticas producto de las y del corte
de suministro del gas natural argentino (desde 2005), se sumó el objetivo de alcanzar seguridad
en el abastecimiento energético.
En el año 2009 se produjo una importante reestructuración institucional del sector mediante la
creación del Ministerio de Energía con la función primordial de formulación de políticas,
separándola de las funciones de regulación, y fiscalización y supervisión.
Con lo anterior, se aprecia que los distintos desafíos de la política chilena, respecto al sector
eléctrico, van mutando de acuerdo a las diversas necesidades que van surgiendo en el país. De
acuerdo a esto, el gobierno se ha planteado diferentes metas, tanto para mejorar la calidad,
continuidad y seguridad del servicio, como para procurar el cuidado y respeto al medio ambiente.
Entre las iniciativas que se manejan a largo plazo está la Política Energética “Energía 2050”.
2 Aplicaciones de sistemas de almacenamiento de energía en un SEP
59
Energía 2050
Con este proyecto, se busca mantener la confiabilidad de todo el sistema energético, cumpliendo
con criterios de sostenibilidad e inclusión, fomentando la competitividad de la economía del país.
Entre las metas más importantes se tienen las siguientes [66].
Para el año 2035:
La indisponibilidad de suministro eléctrico promedio, sin considerar fuerza mayor, no
supera las 4 horas/año en cualquier localidad del país.
Al menos 100% de viviendas de familias vulnerables con acceso continuo y de calidad a
los servicios energéticos.
Al menos el 60% de la generación eléctrica nacional proviene de energías renovables.
Al 2030, el país reduce al menos un 30% la intensidad de sus emisiones de gases de efecto
invernadero, respecto al año 2007.
Para el año 2050:
La indisponibilidad de suministro eléctrico promedio, sin considerar fuerza mayor, no
supera una hora/año en cualquier localidad del país.
Asegurar acceso universal y equitativo a servicios energéticos modernos, confiables y
asequibles a toda la población.
Al menos el 70% de la generación eléctrica nacional proviene de energías renovables.
El crecimiento del consumo energético está desacoplado del crecimiento del producto
interno bruto.
Acuerdo de París
El cambio climático es uno de los grandes desafíos que enfrenta la humanidad actualmente. Con
la ratificación de Chile a la Convención Marco de la Naciones Unidas sobre el Cambio Climático
en 1994 y al Protocolo de Kioto en 2002, el país se compromete ante la comunidad internacional
a hacer frente a este desafío.
El Ministerio del Medio Ambiente es el responsable de dar cumplimiento a lo establecido en el
artículo 70.h. de la Ley de Bases del Medio Ambiente 19.300 (con modificaciones por la Ley Nº
20.417). Éste establece “proponer políticas y formular los planes, programas y planes de acción en
materia de cambio climático”. Por ello, y por medio del Departamento de Cambio Climático, Chile
se encuentra nuevamente siendo partícipe de un proceso que busca procurar el cuidado al medio
ambiente, ahora, por medio del Acuerdo de París.
El año 2015, en París, un grupo de 193 países acordaron como meta no superar la barrera de los
2°C por sobre los niveles preindustriales [67]. Esto, ya que evidencia científica indica que superar
esa barrera conduce a consecuencias irreversibles y peligrosas. En ese contexto, el Acuerdo de
2 Aplicaciones de sistemas de almacenamiento de energía en un SEP
60
París es un instrumento de implementación de dicha convención. Así, el Acuerdo funciona como
una promesa que busca reducir emisiones de gases de efecto invernadero.
Chile, por su parte, ha propuesto los siguientes objetivos a nivel país [67]:
Reducir las emisiones de CO2 en un 30% al 2030
Fomentar las ERNC
Impulsar una Ley de Eficiencia Energética
Reforestación de 100.000 hectáreas de bosque, principalmente nativo
Desarrollar 14 planes de descontaminación al 2018
Impuestos verdes a emisiones de industrias y automóviles
Para lograr las metas, tanto de la Política Energética al año 2050 como del Acuerdo de París, se
hace más que necesaria la implementación de ESS en las redes eléctricas. Éstas permitirían el
crecimiento de proyectos de generación de energía renovable, ya que les permitirían operar
durante periodos más extensos. Así, se almacena el excedente de energía en horas valle e inyecta
a la red en horas punta. De esta manera, se comenzaría a desplazar las fuentes de generación
convencional, reduciendo la huella de carbono y la contaminación que éstas producen.
2.3.3 Normativas chilenas relacionadas a ESS
Ante un incipiente incremento de los proyectos de sistemas de almacenamiento de energía, es
que se hace necesario crear nuevas políticas acorde a estas tecnologías, para así regular de mejor
manera el mercado eléctrico. Por ello, han sido modificadas las normas chilenas, creando nuevos
artículos que obligan a las empresas dueñas de ESS a ceñirse bajo ciertos parámetros.
En contraste con el sector de Distribución, las normas por las cuales deben ceñirse los dueños de
los ESS están mayormente relacionadas con el sector de Generación. Esto es debido a que un ESS
es visto como un equipo capaz de retirar e inyectar potencia y energía.
Las normativas chilenas, relacionadas al sector de Distribución, van dirigida hacia las Empresas
Distribuidoras. Acá, las empresas pueden ver a los ESS como una ayuda para lograr los
requerimientos técnicos exigidos por la normativa. Esto se profundizará más adelante.
En lo que respecta al área de Generación, se tienen las siguientes normativas:
Generación
El año 2016, se definió, por primera vez, el concepto de Sistemas de Almacenamiento, en la ley
20.936 que lleva como título “Establece un nuevo Sistema de Transmisión Eléctrica y crea un
organismo coordinador independiente del Sistema Eléctrico Nacional”. Esta ley lo definió de la
siguiente manera en su Artículo 225°:
“Sistema de Almacenamiento de Energía: Equipamiento tecnológico capaz de retirar energía desde
el sistema eléctrico, transformarla en otro tipo de energía (química, potencial, térmica, entre otras)
2 Aplicaciones de sistemas de almacenamiento de energía en un SEP
61
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. “(Artículo 225°)
Figura 2-9 Retiro e inyección por parte de un Sistema de Almacenamiento [68]
Además, en el mismo Artículo 225°, se habilita a efectuar retiros desde el sistema eléctrico.
“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 225°)
En el Artículo 72°, se establece que cada coordinado debe ceñirse de acuerdo a lo que dicte el
Coordinador.
“Todo propietario, arrendatario, usufructuario o quien 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 de acuerdo a la normativa vigente.
El reglamento podrá establecer exigencias distintas para los coordinados de acuerdo a su
capacidad, tecnología, disponibilidad o impacto sistémico, entre otros criterios técnicos.” (Artículo
72°)
Por otra parte, en el Decreto 128, publicado el 12 de noviembre del año 2016, titulado “Aprueba
Reglamento para Centrales de Bombeo sin variabilidad hidrológica”, se define el concepto de
central de bombeo de la siguiente manera:
“Central de Bombeo: Aquellos sistemas de almacenamiento de energía conformados por centrales
hidráulicas que operan con dos reservorios de acumulación de agua, localizados de manera tal que
exista una diferencia de altura entre ellos para permitir el bombeo de agua para su
almacenamiento y posterior utilización en la generación de electricidad.” (Artículo 1°)
2 Aplicaciones de sistemas de almacenamiento de energía en un SEP
62
En su Artículo 2° se comienza a diferenciar una central de bombeo común con una que no
presenta variabilidad hidrológica. Por ello, define los conceptos que caracterizan a una central de
bombeo sin variabilidad hidrológica en el siguiente párrafo:
“… se entenderá que una Central de Bombeo no está sujeta a variabilidad de tipo hidrológico
cuando el agua utilizada por la misma 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. En tanto, el Reservorio Superior no debe tener extracciones distintas
a las asociadas al Modo de Generación y sólo podrá presentar afluentes naturales menores, de baja
probabilidad de ocurrencia y que, cuando ocurren, representan anualmente un porcentaje de la
capacidad de acumulación menor al 1% del volumen total de acumulación.” (Artículo 2°)
En este Decreto se establecen una serie de reglamentos que deben seguir los coordinados que
posean centrales de bombeo. A continuación, se presentan algunos de los conceptos más
destacables mencionados en el Decreto 128.
Habilitación para efectuar retiros y tratamiento de los mismos
Grado de coordinación y programación de la operación
Determinación de costo variable
Prestación de Servicios Complementarios
Determinación de potencia inicial de cálculo de indisponibilidad forzada
Consideración de retiro en demanda de punta y demanda de punta equivalente
Un aspecto importante a considerar para operar un ESS, es que se debe mantener un control en
cada instante de la potencia y energía inyectada al sistema. Esto, a fin de tener un dominio del
sistema y poder controlar la frecuencia. De igual forma se debe poder controlar en todo momento
la tensión de salida. Lo anterior hace necesario el uso de equipos de compensación de energía,
los que se definen en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS) de la
siguiente manera:
“Equipo 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 SI, ante variaciones de la frecuencia.”
“Equipo de Compensación de Energía Reactiva: Equipo electrónico de potencia capaz de inyectar o
absorber potencia reactiva hacia o desde la red en forma rápida y sostenerla en forma permanente,
dentro de todos los rangos aceptables de frecuencia y tensión del SI, ante variaciones de la tensión.”
Otra utilidad que se le ha dado a los ESS es la de mantener una reserva en giro, principalmente
para solucionar problemas debidos a fluctuaciones en la frecuencia del sistema. En la NTSyCS se
define reserva en giro de la siguiente forma:
“Reserva en Giro: Margen entre la potencia de despacho y la potencia máxima que los conjuntos de
las unidades generadoras sincrónicas en operación pueden aportar y sostener ante un aumento
brusco de la demanda o reducción brusca de la generación. La Reserva en Giro del sistema incluye
el aporte que pueden hacer los Equipos de Compensación de Energía Activa.”
2 Aplicaciones de sistemas de almacenamiento de energía en un SEP
63
Como se explicó anteriormente, los sistemas de almacenamiento pueden gestionar la compra y
venta de energía, comprando y vendiendo energía y potencia a las horas más convenientes desde
el punto de vista económico para la empresa. Esto es a lo que se conoce como arbitraje de energía.
Desde el punto de vista de la normativa, el Coordinador puede cambiar del modo de operación
de un sistema de almacenamiento en virtud de preservar la seguridad del sistema. Así, puede
habilitar o inhabilitar la participación del coordinado en la transferencia de activos (inyección y
retiro). De esta forma, se mantiene un arbitraje de energía por parte del Coordinador.
De acuerdo a lo anterior, se establece que el consumo de energía desde el sistema eléctrico para
operar en Modo de Retiro o Carga se considerará como un retiro efectuado por los propietarios,
arrendatarios, usufructuarios o quienes exploten a cualquier título un Sistema de
Almacenamiento, quienes estarán facultados para realizar tales retiros. Y, además, los retiros de
energía desde el sistema eléctrico para la operación en Modo de Retiro o Carga no podrán ser
destinados a la comercialización con distribuidoras o clientes libres [68].
Distribución
Tanto los clientes finales como las empresas distribuidoras deben cumplir con ciertas tareas y
obligaciones. Para el caso de las empresas de distribución, éstas deben prestar un servicio
adecuado, definido en la Norma Técnica de Calidad y Servicio para Sistemas de Distribución.
Estas tareas pueden verse facilitadas si se complementa la red eléctrica con sistemas de
almacenamiento.
El Artículo 3-1 de la normativa define los límites para la regulación de tensión para ciertas
magnitudes de tensión y para una cierta cantidad de usuarios. Al estar sujetas las empresas a
cumplir con estas exigencias, es que toman un papel importante los ESS.
Como se habló en el Capítulo 2, una de las aplicaciones de los ESS es la regulación de tensión.
Esto es debido a la gran velocidad de descarga de energía que presentan ciertas tecnologías, las
que pueden utilizarse para estabilizar el sistema.
Los Artículos 3-10 y 3-11 detallan las exigencias para el cumplimiento del FP (factor de potencia)
para clientes conectados en MT (media tensión) y BT (baja tensión). Ambos especifican que “El
Factor de Potencia para Clientes conectados en BT (o MT), medido en el Punto de Conexión y
representativo de cada mes de medición, deberá ser igual o mayor al límite establecido en el punto
“5.2 Cargo por factor de potencia medio mensual” del Decreto de Precio de Nudo vigente a la fecha
de facturación.” Por lo anterior, se hace beneficioso para el caso de los clientes finales el uso de
ESS, ya que les permitiría mejorar su FP.
Otros aspectos importantes a considerar son las interrupciones de suministro. En el Artículo 4-1
se detallan las normas para interrupciones de suministro a clientes finales. Aquí, se identifican
dos indicadores, como son: FIC (Frecuencia de Interrupciones a Clientes) y TIC (Tiempo de
Interrupciones a Clientes).
2 Aplicaciones de sistemas de almacenamiento de energía en un SEP
64
De acuerdo a esto, la norma exige que los indicadores cumplan con un cierto límite de horas (para
el TIC) y de frecuencia (para el FIC) por un periodo de doce meses. Entonces, se puede apreciar
que la empresa distribuidora necesita reducir los tiempos de interrupción de suministros. Por
ello, les resultaría muy beneficioso el incorporar ESS.
El almacenamiento distribuido podría aportar a la reducción de los tiempos de interrupción de
suministro si se ubica en las cercanías de las cargas. Esto debido a que ya no se dependerá
únicamente del Alimentador para abastecer de energía a la red, sino que se tendrá muchos más
focos de generación eléctrica. Ello, además, hará a la red eléctrica más robusta y preparada para
enfrentar eventualidades.
65
3 Caso de estudio: Red eléctrica de distribución 3.1 Presentación de la red
En el presente capítulo se estudiará, desde una visión técnica, una red eléctrica de distribución
de media tensión. Para ello, se considerarán once escenarios, los que consideran: la RD sin
inclusión de un ESS, la RD con inclusión de GD y la RD con la inclusión de GD y de un ESS. Cabe
destacar que la red empleada fue obtenida del trabajo realizado en [69], la que fue modificada
durante el desarrollo del informe . Esta red se presenta en la Figura 3-1.
Figura 3-1 Diagrama esquemático de la red de distribución
3 Caso de estudio: Red eléctrica de distribución
66
Para los análisis a realizarse en el presente capítulo, se considera el estudio de la red de media
tensión, modelada en el programa Power Factory DIgSILENT versión 15.1.7. Éste permite
observar el comportamiento del sistema de distribución bajo diversos escenarios de operación.
3.2 Antecedentes del proyecto
En [69] se ha estudiado el caso de instalar un PMGD llamado “El Moile”, el que presentaba una
potencia activa nominal de 4,68[MW]. Dicho PMGD tiene como característica ser un generador
eléctrico a base del proceso de producción de biogás en el relleno sanitario.
El generador distribuido consideraba ser conectado a la red de distribución en media tensión en
la zona de la quinta región. Dicha conexión se estudió realizar en el alimentador de media tensión.
Este alimentador se conecta al sistema interconectado central (hoy en día SEN) a través de la
subestación Valparaíso.
Para el presente trabajo, se utiliza el mismo punto de conexión utilizado por el PMGD, pero para
la interconexión del GD a la red.
3.2.1 Ubicación del GD
El GD se localiza en el relleno sanitario (RS), el que se encuentra ubicado al sur del camino La
Pólvora, en la comuna de Valparaíso. El terreno limita al sur con la quebrada La Laguna, al este
con la Hacienda Los Perales, al oeste con la Hacienda Quebrada Verde y al norte con parcelas
particulares. La ubicación cartográfica del sitio, de acuerdo a lo indicado por el Instituto
Geográfico Militar de Chile de 1979, es de 33° 05’’ Latitud sur y 71° 38’’ Longitud oeste [69]. El
acceso al RS es a través del camino La Pólvora, el cual tiene una longitud de 1,15 km [69].
Por otro lado, el alimentador nace en la subestación Valparaíso ubicada en la intersección de las
calles Alemania y Trinquete de la ciudad de Valparaíso. Su punto más cercano con el GD es la
intersección del camino de acceso al recinto del RS y el camino La Pólvora [69].
3.2.2 Conexión propuesta del GD con la red de distribución
Dicha conexión se propone realizar en la intersección del camino de acceso al RS con el camino
La Pólvora [69]. Además, se entrega un punto de conexión propuesto para el GD con la red de
media tensión mediante la utilización de 74 metros de un tramo de una línea privada de 12 kV
[69].
3 Caso de estudio: Red eléctrica de distribución
67
Por motivos técnicos, se entrega un posible trazado de la línea de media tensión en 12 Kv. Ésta
recorre desde la sala de generación eléctrica del RS hasta el punto más cercano del alimentador y
presentará una longitud de 1,94 km [69]. Las características de esta línea consideran el aumento
de potencia que se prevé que ocurrirá hasta el año 2027. En la Tabla 3-1 [69] se adjunta el
conductor propuesto para dicha línea de media tensión. Es importante destacar que la distancia
eléctrica en media tensión que existe entre la subestación primaria y el punto de conexión es de
aproximadamente 3,5 km de longitud.
Tabla 3-1 Características del conductor propuesto
Longitud
[km]
Nivel de
tensión [KV] Tipo de sistema Calibre Sección [mm2]
Material
conductor
1,94 15 Trifásico aéreo 250 MCM 126,7 Aluminio
3.2.3 Antecedentes del alimentador
A modo de realizar los estudios correspondientes, se trabajó con valores supuestos para la
ejecución de los casos a analizar, teniendo como base la información conocida en la cabecera del
alimentador. La Tabla 3-2 [69], indica los valores que se utilizaron como base para el estudio
realizado en [69].
Tabla 3-2 Demandas en cabecera del alimentador
Escenarios de
demandas
Potencia Activa
[MW]
Tensión
[V]
Mínima 1,43 12.034
Media 2,9 12.133
Máxima 4,3 12.228
Proyectada 5,8 12.324
Cabe destacar que los valores de las demandas mínima, media y máxima se mantienen para el
presente trabajo. Para esto, se debió consideran los rangos horarios establecidos en los que se
presentan dichas demandas.
3 Caso de estudio: Red eléctrica de distribución
68
3.3 Aspectos técnicos a analizar en el alimentador
3.3.1 Pérdidas de potencia en líneas
Uno de los puntos relevantes a analizar en el estudio técnico del alimentador corresponde al
análisis de las pérdidas en la red de media tensión. Dichas pérdidas podrán aumentar o disminuir,
dependiendo de diferentes factores internos en el alimentador. Entre las condiciones específicas
de trabajo del alimentador se pueden tener las siguientes:
Dependerá de la demanda en el alimentador. Si la demanda disminuye, las pérdidas de
potencia en las líneas del alimentador probablemente disminuirán, debido a la merma
en el flujo de potencia en dichas líneas. Por otro lado, si la demanda es máxima, las
pérdidas se verán aumentadas debido al incremento en el flujo de potencia presente en
las líneas.
Dependerá de la generación de potencia que suministre el GD/ESS a la red de
distribución.
Dependerá de la distribución espacial de la demanda en el alimentador. Las pérdidas
aumentarán en relación a la distancia que mantengan las cargas con las fuentes de
generación. Es decir, si existen grandes distancias entre ambos o la demanda es muy
dispersa, las pérdidas del alimentador aumentarán considerablemente.
Dependerá del nivel de tensión en la cabecera, la inyección de reactivos del GD/ESS y
de las compensaciones que existan dentro del alimentador.
Dependerá de la posición del GD/ESS dentro de la red de distribución. Si el punto de
conexión del GD/ESS se encuentra en la cola del alimentador, éste tenderá a aumentar
las pérdidas en la red considerablemente. Si se encuentra cercano a la subestación
primaria, probablemente no se alteren los valores de las pérdidas. Si el GD/ESS se
encontrara cercano a la demanda y lejano de la subestación primaria, éste tenderá a
disminuir las pérdidas siempre y cuando se consideren los puntos previamente
descritos.
3.3.2 Regulación de tensión en nodos
Tal como se explicó en el Capítulo 2, los niveles de tensión en cada barra de la red son parámetros
que deben estar definidos. Esto es un requerimiento por parte de las empresas de distribución
eléctrica y está estipulado en la normativa chilena.
Con motivos de cumplir con la normativa, se debe respetar los rangos de tensión (±6%)
establecidos en el artículo 243 del Decreto Supremo 327. Ello indica que la magnitud de la tensión
en cada nodo debe mantenerse entre los valores 0,94 [p.u] y 1,06 [p.u] para una red de media
tensión en distribución (entre 1Kv y 23 Kv) durante el 95% del tiempo de siete días consecutivos
de medición y registro. Por ello, al realizar las simulaciones es de gran importancia saber cuál son
los niveles de tensión en todos los nodos a toda hora. Esto, para corroborar que la tensión en cada
uno de los nodos del alimentador se mantiene dentro de lo que estipula la normativa chilena.
3 Caso de estudio: Red eléctrica de distribución
69
3.3.3 Cargabilidad en líneas
Otro punto importante a considerar para realizar el estudio técnico en la red eléctrica es la
cargabilidad en los elementos del sistema.
La cargabilidad hace referencia a la cantidad máxima de potencia eléctrica que se puede enviar
atreves de una o varias líneas, sin que se vean afectadas las condiciones operativas del sistema
eléctrico. Así, está directamente relacionada con el límite o capacidad térmica del conductor. A
su vez, la capacidad térmica está definida como la máxima temperatura que soporta el conductor
sin perder sus características eléctricas y mecánicas. Esto ya que el incremento de temperatura
afecta a los conductores y la pérdida de su resistencia mecánica.
Por otro lado, la NTCO en media tensión, en su artículo 2-18, aclara explícitamente que los niveles
de carga en los elementos del alimentador de distribución no pueden superar el 85% de la
capacidad térmica a la cual están diseñados. De esta forma, se debe procurar mantener los niveles
de cargabilidad en todas las líneas a toda hora bajo 85%.
3.4 Consideraciones para instalación del ESS
3.4.1 Demanda de la red
De acuerdo a los antecedentes que se tienen del alimentador, se tienen cuatro tipos de demanda
(mínima, media, máxima y proyectada). Esto resulta ser un obstáculo si se desea realizar un
análisis más profundo de la red, para conocer con mayor detalle el comportamiento de la red
bajo diferentes escenarios. Es por ello que se desea realizar un estudio horario de la red,
considerando la demanda para cada hora dentro de un periodo de un día.
De acuerdo a esto, se proponen diferentes demandas para cada hora. Para ellas se consideró la
curva típica de demanda de cada tipo de demanda (residencial, comercial e industrial) mostrada
en la Figura 3-4.
3 Caso de estudio: Red eléctrica de distribución
70
Figura 3-2 Curvas típicas de demanda [69]
Además, se consideró una tensión igual a 1 [pu] en la cabecera del alimentador para cada hora.
A continuación, en la Tabla 3-3 se presentan las demandas horarias en el alimentador.
Tabla 3-3 Demanda horaria en cabecera del alimentador
Horario [horas] Demanda [MW]
Tensión [V]
00:00 2,065 12
01:00 1,955 12
02:00 1,762 12
03:00 1,54 12
04:00 1,431 12
05:00 1,638 12
06:00 1,856 12
07:00 1,945 12
08:00 2,281 12
3 Caso de estudio: Red eléctrica de distribución
71
Horario [horas] Demanda [MW]
Tensión [V]
09:00 2,426 12
10:00 2,502 12
11:00 2,874 12
12:00 3,181 12
13:00 3,367 12
14:00 3,555 12
15:00 3,252 12
16:00 3,153 12
17:00 3,311 12
18:00 3,544 12
19:00 4,042 12
20:00 4,301 12
21:00 3,911 12
22:00 2,765 12
23:00 2,336 12
Con las demandas ya definidas, se puede presentar gráficamente la demanda horaria en el
alimentador. Esta se muestra en la Figura 3-5.
3 Caso de estudio: Red eléctrica de distribución
72
Figura 3-3 Demanda diaria en el alimentador
Como se puede apreciar, se mantienen los niveles más bajos y más altos de demanda (demanda
mínima y máxima). El peak de demanda se presenta en horario de punta a las 20:00 hrs. También,
se aprecia un fuerte incremento de la demanda en dicho horario. Estos datos son importantes y
deben ser considerados para el posterior dimensionamiento del ESS y, en general, para todo el
estudio.
3.4.2 Tecnología del GD y del ESS
Sin duda el potencial de energía solar es uno de los más importantes de Chile. Las condiciones
que se presentan en este país, en términos de recurso solar, hacen muy viables este tipo de
proyectos. Por ello, la generación de electricidad en base a energía solar se ha masificado
rápidamente por el mundo y hoy en día es parte de las tecnologías de generación renovable de
energía no convencional más empleadas en la industria eléctrica [70].
Además, el terreno donde se propone ubicar el GD presenta irradiancias cercanas a 875 [W/m2],
lo que se puede considerar como aceptable para este caso. De esta forma, se considera que la
tecnología del GD a utilizar para el estudio generará electricidad en base a energía solar.
Para el sistema de almacenamiento de energía, se propone la utilización de un BESS. Esto ya que
han sido altamente utilizadas a nivel comercial, siendo aprovechadas para almacenamiento a
gran escala, tal como se ha mencionado en el Capítulo 1. Dentro de las más destacas se
encuentran las baterías de Li-ion debido a sus bajos requisito de locación, altas densidades de
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
5
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
Dem
anda
[MW
]
Horario [horas]
Demanda diaria Alimentador
3 Caso de estudio: Red eléctrica de distribución
73
energía, madurez tecnológica, alta eficiencia, altas capacidades de potencia y vida útil
prolongada. Además, en Chile se tiene una de las mayores reservas de litio a nivel mundial, por lo
que hay gran disponibilidad para ser explotado y usado. Por lo anteriormente resumido, se decide
utilizar las baterías de Ion-litio.
3.4.3 Dimensionamiento del GD y del ESS
Esta etapa corresponde a la obtención del tamaño de energía y potencia de la batería. Aquí se
busca reducir el costo de la red de distribución, incluyendo el costo del ESS, de manera de que no
se sobredimensione el tamaño del BESS.
Para dimensionar el ESS se debe considerar tanto la demanda como el costo de inversión. Esto ya
que, si se propone instalar un gran ESS, probablemente se deba incurrir en una gran inversión
monetaria. Por otro lado, si únicamente se piensa en realizar una baja inversión, la capacidad de
inyección del ESS se vería mermada. Esto afectaría a la operatividad del sistema, y a su vez, a la
rentabilidad del proyecto.
Por ello, se busca reducir el costo total de la red, incluyendo el costo del BESS. Para esto, se
considera que el pago por potencia depende del tamaño del BESS en términos de la energía y
potencia.
El dimensionamiento de baterías depende tanto de variables técnicas como económicas. Por un
lado, es necesario realizar un estudio técnico para saber si el proyecto presenta beneficios a nivel
técnico en el alimentador. Entre estos beneficios se encuentra la reducción de pérdidas de
potencia en las líneas, mejoras en la regulación de tensión en nodos o reducción en la
cargabilidad de los elementos en él. Por otro lado, el realizar un estudio económico permite saber
si el proyecto es viable económicamente, si es rentable, cuándo se recuperará la inversión, etc.
Para el dimensionamiento del GD se proponen dos escenarios de plantas fotovoltaicas: un GD
con capacidad de inyección de potencia de hasta 0.98[MW] y otro de hasta 4.5[MW].
Se ha estudiado la irradiancia en el sector donde se ubicará el GD mediante la plataforma online
del Explorador Solar de la Universidad de Chile. Es importante destacar que se utilizará la
irradiancia presentada durante el mes de enero. Con ella, y considerando una eficiencia para el
sistema fotovoltaico de 15%, se obtuvo el potencial de generación para cada hora del día.
Para el caso del GD de 0.98[MW], el potencial de generación se presenta en la Figura 3-6.
3 Caso de estudio: Red eléctrica de distribución
74
Figura 3-4 Potencial de generación horaria del GD de 0.98[MW] para el mes de enero
Para el caso del GD de 4.5[MW], el potencial de generación se presenta en la Figura 3-7.
Figura 3-5 Potencial de generación horaria del GD de 4.5[MW] para el mes de enero
Ya con la demanda y la generación por parte del GD definidas, se puede realizar una
comparación gráfica. Esto se hace apreciar si hay excedentes de energía por parte del GD, ya que
en ese caso se podría aprovechar dicho excedente para almacenar energía con el ESS.
A continuación, se muestra un gráfico de demanda versus generación del GD de 0.98[MW].
0
200
400
600
800
1000
1200
0:00
1:00
2:00
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5:00
6:00
7:00
8:00
9:00
10:0
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16:0
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019
:00
20:0
021
:00
22:0
023
:00
Pote
ncia
[kW
]
Horario [horas]
Curva Solar enero
0,0000,5001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,0004,5005,000
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
9:00
10:0
011
:00
12:0
013
:00
14:0
015
:00
16:0
017
:00
18:0
019
:00
20:0
021
:00
22:0
023
:00
Pote
ncia
[MW
]
Horario [horas]
Curva Solar enero
3 Caso de estudio: Red eléctrica de distribución
75
Figura 3-6 Demanda vs Generación solar para el GD de 0.98[MW]
A continuación, se muestra un gráfico de demanda versus generación del GD de 4.5[MW].
Figura 3-7 Demanda vs Generación solar para el GD de 4.5[MW]
0,0000,5001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,0004,5005,000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
Pote
ncia
[MW
]
Horario [horas]
Demanda vs Generación Solar
Dda[MW] Gen. Solar [MW]
0,000
0,500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
5,000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
Pote
ncia
[MW
]
Horario [horas]
Demanda vs Generación Solar
Demanda Generación Solar
3 Caso de estudio: Red eléctrica de distribución
76
Luego de realizar las comparaciones entre demanda en el alimentador y generación por parte
del GD, se puede ver que en la Figura 3-8 no se producen excedentes de energía por parte del
GD. Por esta razón, y pensando en utilizar el ESS para recorte de hora punta, es que el ESS se
cargará en horas valle, para luego descargar su energía en horas de punta.
Para el caso del GD de 4.5[MW], se aprecia en la Figura 3-9 que se producen excedentes entre las
10:00 y las 16:00 hrs. Por ello, se propone utilizar el ESS para almacenar parte de ese excedente, y
en horas de punta, inyectarlo hacia la red.
Por otro lado, las empresas de distribución participan en el llamado “Mercado de Contratos”, el
cual es un mercado de tipo financiero, donde los contratos son pactados libremente entre
generadoras y clientes finales. De acuerdo a esto, la empresa de distribución pacta un precio con
la generadora para comprar potencia (de acuerdo al comportamiento de la demanda en horas
de punta) por al menos cuatro años. Por ello, es que la empresa distribuidora debe proyectarse
por al menos cuatro años y pagar por contratar más potencia que la que está siendo
demandada.
De acuerdo a lo anterior, se realizará el supuesto de que la empresa de distribución, dueña de la
concesión a la que pertenece el alimentador, contrata 3.5[MW]. Con ello, y conociendo la
demanda horaria, se puede saber cuánto debe absorber e inyectar el ESS para una red con GD
de 0.98[MW] y con GD de 4.5[MW].
Así, se determinó las capacidades mínimas de almacenamiento de energía del BESS. Éstas se
muestran en la Tabla 3-4.
Tabla 3-4 Capacidad mínima de almacenamiento del BESS
GD [MW]
Capacidad de almacenamiento del BESS [MWh]
0,98 1,705
4,5 1,534
Para efectos de simplicidad en la simulación, se utilizará una única capacidad del BESS para todas
las simulaciones, considerando como mejor opción la de mayor capacidad, es decir 1,705[MWh].
Además, se debe considerar la eficiencia y la profundidad de descarga del BESS. Respecto a la
eficiencia, se asumirá de 89%, valor que se encuentra dentro del rango de las tecnologías de Ion-
litio. Por otro lado, se espera que el BESS pueda operar durante 15 años, y para que ello sea
factible, debe presentar una profundidad de descarga semejante al 30%. Así, se estima que la
capacidad de almacenamiento debe ser cercana a 6.39[MWh] para una demanda máxima de
4.3[MW].
Ahora, es importante considerar que la demanda crece año a año. Por esto, se debe considerar un
tamaño del ESS proporcional a la demanda y a la potencia contratada al año 15 del proyecto. Así,
3 Caso de estudio: Red eléctrica de distribución
77
se considerará un índice de crecimiento anual del 3%. Este índice de crecimiento se explicará con
más detalle en el Capítulo 5, en el modelo económico. Entonces, considerando una vida útil del
BESS de 15 años, se puede estimar la capacidad de éste para operar para recorte de punta desde
el año 1 al año 15. Así, se obtiene que el tamaño del ESS debe ser de 9.7[MWh], por lo que se decide
utilizar dicha capacidad para la realización del estudio, tanto técnico como económico.
Con esto, ya se puede definir el índice de generación del GD y del ESS y las horas de carga y
descarga del BESS. Dicha información se muestra en la Tabla 3-5 y en la Tabla 3-6.
Tabla 3-5 Índice de generación del GD y del BESS para GD de 0.98[MW]
Horario [horas]
Generación GD [MW]
Carga/Inyección BESS [MW]
00:00 0 0
01:00 0 0
02:00 0 -0,45
03:00 0 -0,45
04:00 0 -0,45
05:00 0 -0,566
06:00 0,005 0
07:00 0,061 0
08:00 0,207 0
09:00 0,397 0
10:00 0,583 0
11:00 0,736 0
12:00 0,885 0
13:00 0,979 0
14:00 0,983 0
15:00 0,897 0
16:00 0,734 0
17:00 0,5 0
18:00 0,249 0
19:00 0,048 0,494
20:00 0 0,801
3 Caso de estudio: Red eléctrica de distribución
78
Horario [horas]
Generación GD [MW]
Carga/Inyección BESS [MW]
21:00 0 0,411
22:00 0 0
23:00 0 0
Tabla 3-6 Índice de generación del GD y del BESS para GD de 4.5[MW]
Horario [horas]
Generación GD [MW]
Carga/Inyección BESS [MW]
00:00 0 0
01:00 0 0
02:00 0 0
03:00 0 0
04:00 0 0
05:00 0 0
06:00 0,022 0
07:00 0,28 0
08:00 0,949 0
09:00 1,818 0
10:00 2,669 -0,167
11:00 3,369 -0,495
12:00 4,05 -0,869
13:00 4,484 -0,193
14:00 4.5 0
15:00 4.105 0
16:00 3,362 0
17:00 2,291 0
18:00 1,141 0
19:00 0,218 0,323
3 Caso de estudio: Red eléctrica de distribución
79
Horario [horas]
Generación GD [MW]
Carga/Inyección BESS [MW]
20:00 0 0,801
21:00 0 0,411
22:00 0 0
23:00 0 0
Se puede apreciar que el BESS comienza a inyectar cuando la demanda es superior a la potencia
contratada, es decir, mayor a 3.5[MW]. De esta forma se busca reducir la demanda en horas de
punta.
Cabe destacar que para los escenarios en que se incluya dos BESS en la red, cada BESS
almacenará e inyectará la mitad de la potencia del ESS que está considerada en las Tablas 3-5 y
3-6.
A continuación, en la Figura 3-10 se muestra el comportamiento horario de la demanda en la
cabecera considerando la operación del GD de 0.98[MW]. Cabe destacar que el comportamiento
de la demanda es una aproximación, puesto que solo se considera la demanda de las cargas y
del ESS, no de los demás elementos en la red.
Figura 3-8 Comportamiento horario de la demanda al incluir BESS considerando GD de 0.98[MW]
Se puede evidenciar un cambio en la demanda en la cabecera al incluir ESS en la red eléctrica en
las horas valle y en las horas punta. Durante las horas valle, el BESS se encuentra en proceso de
0,000
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
Pote
ncia
[MW
]
Horario [horas]
Demanda sin ESS vs Demanda con ESS
Demanda sin ESS Demanda con ESS
3 Caso de estudio: Red eléctrica de distribución
80
carga, por lo que consume energía, aumentando la demanda en esas horas. Durante las horas de
mayor demanda, el BESS comienza a inyectar potencia, por lo que la demanda disminuye.
Con ello, se aprecia que la potencia de punta se ha recortado, manteniéndose como máximo
una demanda de 3.5[MW] en las horas de punta. Además, la demanda presenta un
comportamiento más homogéneo al incluir ESS. Es importante destacar que la energía
almacenada es mayor a la inyectada. Esto debido a que no se podrá inyectar el 100% de la
energía almacenada, ya que se debe tener en consideración la eficiencia del BESS, la que se
asumió del 89% para este trabajo.
También se puede definir el comportamiento horario de la demanda para el caso con GD de
4.5[MW]. Para este caso se consideró que el ESS almacena energía en horas a las que se produce
inversión del flujo de potencia en la cabecera del alimentador, y que inyecta energía en las horas
de mayor demanda. Esto se muestra en la Figura 3-11.
Figura 3-9 Comportamiento horario de la demanda al incluir BESS considerando GD de 4.5[MW]
Es evidente que el comportamiento de las demandas varía considerablemente respecto al caso
con GD de 0.98[MW]. Esto se debe a que, al haber mayor inyección por parte del GD, la demanda
en la cabecera del alimentador disminuye. También se puede apreciar que la demanda comienza
a disminuir en las horas en las que el GD comienza a inyectar energía a la red. Lo anterior produce
la inversión del flujo en la cabecera cuando la generación es mayor que la demanda.
-2,000
-1,000
0,000
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
Pote
ncia
[MW
]
Horario [horas]
Demanda sin ESS vs Demanda con ESS
Demanda sin ESS Demanda con ESS
3 Caso de estudio: Red eléctrica de distribución
81
Ubicación del ESS y del GD
Ya con el tipo de tecnología y el dimensionamiento para el ESS y GD, queda posicionarlos en el
alimentador. Esto busca principalmente la reducción de pérdidas de potencia en las líneas del
sistema.
Para el posicionamiento del GD, se mantendrá en la ubicación del relleno sanitario (RS), el que se
encuentra ubicado al sur del camino La Pólvora, en la comuna de Valparaíso.
Para la ubicación del ESS, se deben tener las siguientes consideraciones:
Distancia entre el ESS y las cargas: Las pérdidas de potencia en las líneas tienden a
aumentar a medida que aumenta la distancia entre la fuente de energía y la carga. Por
ello, el BESS debe mantenerse lo más cercano posible las cargas. Es decir, si existen
grandes distancias entre ambos o la demanda es muy dispersa, las pérdidas del
alimentador aumentarán considerablemente.
Distribución espacial de las cargas en el alimentador: En la red eléctrica, las cargas no se
encuentran todas en un mismo sector, sino que se encuentran esparcidas por toda la red.
De acuerdo a esto, el BESS debe ubicarse en la zona donde se concentre la mayor cantidad
de cargas.
Distancia entre el ESS y la cabecera del alimentador: Otro punto a destacar es la distancia
que debe existir entre el ESS y la cabecera. Esto porque si se ubica al BESS demasiado
cerca del alimentador, la distancia fuente energética-cargas se mantendría prácticamente
inalterada. Ello se traduciría en leves cambios en las pérdidas totales del sistema, lo que
no permitiría el aprovechamiento adecuado del ESS. Lo que se busca hacer es mantener
la mayor distancia posible entre la cabecera y el ESS, procurando, además, mantener al
ESS cerca de las cargas. De esta forma, el ESS proveerá energía a las cargas que se
encuentran más alejadas de la cabecera.
Estas consideraciones se muestran como un problema complejo, ya que hay una gran cantidad
de posibles lugares donde se puede ubicar un BESS. Para el caso de estudio, proponen tres
ubicaciones para el ESS, las cuales son X, Y y Z. Estas se muestran a continuación en la Figura 3-
10.
3 Caso de estudio: Red eléctrica de distribución
82
Figura 3-10 Ubicación X, Y y Z del BESS
Para el posicionamiento de los puntos X e Y se consideró que el área donde estan insertos se
concentra aproximadamente el 67% de las cargas totales del alimentador, tal como se destaca en
la Figura 3-10. También, los puntos de conexión se deben elegir pensando en mantener lo más
alejado posible al ESS de la cabecera. Además, el ESS debe mantenerse cercano a la mayor
cantidad de cargas en el alimentador.
Por otro lado, se considera una tercera ubicación (ubicación Z), la que se encontrará cercana a la
cabecera. Esto con el propósito de estudiar diferentes casos para la misma red, y así, verificar las
conclusiones teóricas.
3 Caso de estudio: Red eléctrica de distribución
83
3.4.4 Definición de escenarios
Finalmente, luego de haber precisado los diferentes tamaños para el GD y el ESS, los niveles de
generación y las diferentes ubicaciones del ESS, ya se puede definir cuáles van a ser los diferentes
escenarios que se estudiarán para realizar un análisis técnico al alimentador.
A continuación, en la Tabla 3-5 se presentan los escenarios del caso de estudio para la red eléctrica
de distribución.
Tabla 3-7 Escenario para el caso de estudio
Número de escenario Escenario
1 Sin GD sin ESS
2 Con GD de 0.98[MW] sin ESS
3 Con GD de 4.5[MW] sin ESS
4 Con GD de 0.98[MW] con ESS en ubicación X
5 Con GD de 4.5[MW] con ESS en ubicación X
6 Con GD de 0.98[MW] con ESS en ubicación Y
7 Con GD de 4.5[MW] con ESS en ubicación Y
8 Con GD de 0.98[MW] con ESS en ubicación Z
9 Con GD de 4.5[MW] con ESS en ubicación Z
10 Con GD de 0.98[MW] con ESS en ubicación X e Y
11 Con GD de 4.5[MW] con ESS en ubicación X e Y
84
4 Resultados del caso de estudio: Red eléctrica de distribución
A continuación, se presentan los resultados obtenidos de las simulaciones realizadas para cada
escenario de operación en el estudio técnico de la red eléctrica de distribución.
4.1 Resultados del estudio con alimentador original
4.1.1 Escenario 1: Alimentador sin GD y sin ESS
Pérdidas de potencia
Las pérdidas de potencia horaria en el alimentador se presentan a continuación en la Figura 4-1.
Figura 4-1 Pérdidas de potencia horaria para escenario 1
Se puede apreciar que la mayor magnitud de pérdidas asciende a 22,78[kW] y se presenta a las
20:00 hrs, la cual es la hora con mayor demanda. Esto se justifica debido al alto flujo de potencia
0
5
10
15
20
25
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1:00
2:00
3:00
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5:00
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8:00
9:00
10:0
011
:00
12:0
013
:00
14:0
015
:00
16:0
017
:00
18:0
019
:00
20:0
021
:00
22:0
023
:00
Pérd
idas
de
pote
ncia
[kW
]
Horario [horas]
Pérdida de potencia horaria
4 Resultados del caso de estudio: Red eléctrica de distribución
85
proveniente de la cabecera del alimentador para abastecer a todas las cargas de la red. Aumentar
el flujo de potencia en las líneas aumenta las pérdidas de potencia en ellas. Por ello, se debe buscar
el minimizar el flujo de potencia por las líneas, de modo que se reduzcan las pérdidas en ellas, y
a su vez, en todo el sistema eléctrico.
Dentro del análisis de este escenario, también obtuvo la energía total perdida durante ese día, la
que asciende a 234,994[kWh].
Regulación de tensión
Para este análisis, se hace énfasis en que no debe haber nodos que presenten regulación de
tensión mayor al 6%. Por esto, en la Figura 4-2 se demarcan los límites de tensión en la red. En
color anaranjado, se señala el límite superior de 1.06[pu]. En color plomo, se señala el límite
inferior de 0.94[pu]. Además, en color azul se presentan las tensiones de los nodos más críticos
(con mayor regulación de tensión) para cada hora del día.
Los resultados de la regulación de tensión para los nodos en el alimentador se presentan a
continuación en la Figura 4-2.
Figura 4-2 Tensión horaria en nodos para escenario 1
Se puede ver que no hay ningún nodo que presente regulación de tensión por sobre el límite
estipulado por la normativa chilena (6%). El nodo más crítico presenta una tensión de 0,9858[pu]
a las 20:00 hrs, tensión que se encuentra muy por debajo del límite. La regulación de tensión
máxima la presenta el nodo anterior, y es de 1.42%. Al ser inferior a 6%, se puede corroborar el
cumplimiento de la normativa.
0,85
0,9
0,95
1
1,05
1,1
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
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011
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013
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019
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021
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023
:00
Tens
ión
[pu]
Horario [horas]
Tensión horaria en nodos del Alimentador
4 Resultados del caso de estudio: Red eléctrica de distribución
86
Cargabilidad de las líneas
Como se ha destacado anteriormente, los niveles de carga en los elementos del alimentador de
distribución no pueden superar el 85%. Por ello, se debe ser enfático en no superar este límite.
Así, se destaca en la Figura 4-3 en color anaranjado el límite térmico en las líneas del alimentador.
Es importante destacar que en el gráfico se presentan los índices de cargabilidad máximos del
alimentador. Es decir, las líneas que presentan la mayor cargabilidad en la red por cada hora.
Figura 4-3 Nivel de cargabilidad máximo para escenario 1
Como se puede ver a simple vista, no hay líneas que superen el límite de cargabilidad. La máxima
cargabilidad se presenta a las 20:00 hrs y es de 47,694%, muy por debajo del límite establecido.
4.2 Resultados del estudio del alimentador con GD y sin ESS
4.2.1 Escenario 2: Alimentador con GD de 0.98[MW]
Pérdidas de potencia
Las pérdidas de potencia horaria en el alimentador se presentan a continuación en la Figura 4-4
0102030405060708090
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
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011
:00
12:0
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015
:00
16:0
017
:00
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019
:00
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021
:00
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023
:00
Carg
abili
dad
[%]
Horario [horas]
Cargabilidad líneas del Alimentador
4 Resultados del caso de estudio: Red eléctrica de distribución
87
Figura 4-4 Pérdidas de potencia para escenario 2
Se puede apreciar que nuevamente la mayor magnitud de pérdidas asciende a 22,78[kW] y se
presenta a las 20:00 hrs, la cual es la hora con mayor demanda. Esto se debe a que a las 20:00hrs
el GD no inyecta energía. Por ello, el sistema con GD se comporta de la misma manera que el
sistema anterior sin GD a esta hora, obteniendo así la misma magnitud de pérdidas de potencia.
En contraste, se aprecia una merma en la energía total perdida, sumando un total de
216,864[kWh]. Esto refleja las mejoras que se obtienen al incorporar un GD.
Regulación de tensión
Los resultados de la regulación de tensión para los nodos en el alimentador se presentan a
continuación en la Figura 4-5.
Figura 4-5 Tensión horaria en nodos para escenario 2
0
5
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019
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021
:00
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Pérd
idas
de
pote
ncia
[kW
]
Horario [horas]
Pérdida de potencia horaria
0,85
0,9
0,95
1
1,05
1,1
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
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011
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:00
16:0
017
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019
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021
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22:0
023
:00
Tens
ión
[pu]
Horario [horas]
Tensión horaria en nodos del Alimentador
4 Resultados del caso de estudio: Red eléctrica de distribución
88
Como el escenario anterior, se puede ver que no hay ningún nodo que presente regulación de
tensión por sobre el límite estipulado por la normativa chilena (6%). El nodo más crítico presenta
nuevamente una tensión de 0,9858[pu] a las 20:00 hrs, tensión que se encuentra muy por debajo
del límite. Esto se explica por la nula actuación del GD a esa hora.
La regulación de tensión máxima la presenta el nodo anterior, y es de 1.42%. Al ser inferior a 6%,
se puede corroborar el cumplimiento de la normativa.
Cargabilidad de las líneas
La Figura 4-6 presenta los índices de cargabilidad de las líneas presentes en el alimentador.
Figura 4-6 Nivel de cargabilidad máximo para escenario 2
Se aprecia que no hay líneas que superen el límite de cargabilidad. Además, la máxima
cargabilidad se mantiene con un índice de 47,694%, a las 20:00 hrs. Éste sigue por debajo del límite
establecido, por lo que se cumple con la norma.
4.2.2 Escenario 3: Alimentador con GD de 4.5[MW]
Pérdidas de potencia
Las pérdidas de potencia horaria en el alimentador se presentan a continuación en la Figura 4-7.
0102030405060708090
0:00
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2:00
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011
:00
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013
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015
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16:0
017
:00
18:0
019
:00
20:0
021
:00
22:0
023
:00
Carg
abili
dad
[%]
Horario [horas]
Cargabilidad líneas del Alimentador
4 Resultados del caso de estudio: Red eléctrica de distribución
89
Figura 4-7 Pérdidas de potencia para escenario 3
En este escenario, claramente se aprecia un cambio en las pérdidas de potencia de la red eléctrica
de distribución respecto a los escenarios anteriores. Para empezar, se observa una pronunciada
curva, la que presenta su peak a las 13:00 hrs. Esto se debe a la forma de la curva de inyección del
GD.
El GD comienza a generar mucha energía, lo que lleva a la cabecera a reducir su inyección a la
red, para así mantener un balance entre demanda-generación. Al ocurrir esto, y al estar el GD
demasiado lejos de la gran mayoría de las cargas, es que aumenta drásticamente la temperatura
en muchas líneas, lo que desencadena el aumento significativo de las pérdidas en el sistema.
Además, a ciertas horas se produce inversión del flujo en la cabecera, lo que lleva a aumentar
innecesariamente aún más las pérdidas en ciertas líneas.
La mayor magnitud de pérdidas asciende a 98,599[kW] y se presenta a las 13:00 hrs. Ésta es la hora
en la que se presenta la mayor inversión del flujo de carga en la cabecera (-1,117[MW]),
presentándose, además, gran inyección por parte del GD, de 4,484[MW].
En consistencia con lo anterior, las pérdidas aumentan drásticamente, en comparación con los
escenarios anteriores. Éstas suman un total de 689,818[kWh].
Regulación de tensión
Los resultados de la regulación de tensión para los nodos en el alimentador se presentan a
continuación en la Figura 4-8.
0
20
40
60
80
100
120
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
9:00
10:0
011
:00
12:0
013
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14:0
015
:00
16:0
017
:00
18:0
019
:00
20:0
021
:00
22:0
023
:00Pé
rdia
s de
pote
ncia
[kW
]
Horario [horas]
Pérdida de potencia horaria
4 Resultados del caso de estudio: Red eléctrica de distribución
90
Figura 4-8 Nivel de tensión en nodos para escenario 3
Aquí también se aprecian a simple vista cambios respecto los escenarios anteriores. Se observa
un cambio drástico en la tensión desde las 11:00 y las 16:00 hrs. Esto se debe a que a esas horas se
produce una inversión en el flujo de potencia en la cabecera del alimentador. A pesar de ello, no
hay ningún nodo que presente regulación de tensión por sobre el límite.
El nodo más crítico presenta una tensión de 1,018[pu] a las 13:00 hrs, tensión que aún se
encuentra por dentro de los límites. La regulación de tensión máxima la presenta el nodo anterior,
y es de 1.8%. Al ser inferior a 6%, se puede corroborar el cumplimiento de la normativa.
Cargabilidad de las líneas
La Figura 4-9 presenta los índices de cargabilidad de las líneas presentes en el alimentador.
Figura 4-9 Nivel de cargabilidad máximo para escenario 3
0,85
0,9
0,95
1
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1,1
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1:00
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023
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Tens
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[pu]
Horario [horas]
Tensión horaria en nodos del Alimentador
020406080
100120140160180
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
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023
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Carg
abili
dad
[%]
Horario [horas]
Cargabilidad líneas del Alimentador
4 Resultados del caso de estudio: Red eléctrica de distribución
91
Al igual que con las pérdidas de potencia y la regulación de tensión, la cargabilidad también
presenta cambios, respecto a los escenarios anteriores. Aquí, ya se puede apreciar que el límite
del 85% establecido fue ampliamente superado durante 7 horas, lo que va en un claro
incumplimiento a la normativa.
La máxima cargabilidad se encuentra en 159,7% a las 13:00 hrs. Esto es reflejo del alto índice de
generación del GD en dicho horario.
4.3 Resultados del estudio del alimentador con GD y con ESS
4.3.1 Escenario 4: Alimentador con GD de 0.98[MW] y ESS en ubicación X
Pérdidas de potencia
Las pérdidas de potencia horaria en el alimentador se presentan a continuación en la Figura 4-10.
Figura 4-10 Pérdidas de potencia para escenario 4
Al incluir un ESS, se puede ver que ha cambiado la curva de pérdidas de potencia en el sistema.
Primero, se observa que el peak se presenta a las 20:00 hrs y es de 14,238[kW]. Además, se aprecia
que entre las 18:00 y las 21:00 hrs las pérdidas se mantienen prácticamente constantes. Esto se
debe a que entre esas horas el ESS inyecta potencia al sistema, manteniendo constante la
demanda total del sistema. Así, se puede evidenciar una directa relación entre la potencia
demandada y las pérdidas de potencia en la red eléctrica.
En forma consistente con la merma en las pérdidas de potencia, se aprecia una reducción en la
energía total perdida. Éstas suman un total de 207,771[kWh], llegando al valor más bajo entre los
escenarios estudiados.
0
2
4
6
8
10
12
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1:00
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023
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Pérd
idas
de
pote
ncia
[kW
]
Horario [horas]
Pérdida de potencia horaria
4 Resultados del caso de estudio: Red eléctrica de distribución
92
Regulación de tensión
Los resultados de la regulación de tensión para los nodos en el alimentador se presentan a
continuación en la Figura 4-11.
Figura 4-11 Nivel de tensión en nodos para escenario 4
Se observa que los niveles de tensión en los nodos críticos se encuentran entre 1 y 0,98[pu], siendo
el más crítico de 0,9883[pu] a las 18:00 hrs. Con esto, se aprecia que han mejorado los niveles de
tensión, y así, la regulación de tensión en los nodos del sistema, respecto de los escenarios vistos
anteriormente. La regulación de tensión máxima la presenta el nodo anterior, y es de 1.17%.
Cargabilidad de las líneas
La Figura 4-12 presenta los índices de cargabilidad de las líneas presentes en el alimentador.
Figura 4-12 Nivel de cargabilidad máximo para escenario 4
0,85
0,9
0,95
1
1,05
1,1
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023
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Tens
ión
[pu]
Horario [horas]
Tensión horaria en nodos del Alimentador
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:00
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015
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:00
18:0
019
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20:0
021
:00
22:0
023
:00
Carg
abili
dad
[%]
Horario [horas]
Cargabilidad líneas del Alimentador
4 Resultados del caso de estudio: Red eléctrica de distribución
93
Nuevamente los índices de cargabilidad se encuentran dentro de los límites térmicos. Aquí, se
puede ver que la cargabilidad máxima es de 39,945% a las 20:00 hrs Lo anterior se muestra como
un aspecto favorable para la red eléctrica de distribución y evidencia los beneficios que se
obtienen al instalar un ESS dentro de una de estas redes.
4.3.2 Escenario 5: Alimentador con GD de 4.5[MW] y ESS en ubicación X
Pérdidas de potencia
Las pérdidas de potencia horaria en el alimentador se presentan a continuación en la Figura 4-13.
Figura 4-13 Pérdidas de potencia para escenario 5
Al igual que en el escenario del GD de 4.5[MW] visto anteriormente, las pérdidas de potencia
aumentan considerablemente respecto a los demás escenarios.
Se observa una pronunciada curva, la que presenta su peak de 100,555[kW] a las 13:00 hrs. Esta es
levemente mayor a la del escenario del GD de 4.5[MW] sin ESS (98,599[kW]). Ello puede deberse
a que a esta hora el ESS se encuentra almacenando energía, lo que provoca un mayor flujo de
potencia en las líneas que permiten el flujo de energía hacia el ESS.
A pesar del aumento de pérdidas cuando el ESS almacena energía, se reduce bastante las pérdidas
en las horas a las que el ESS se descarga, es decir, entre las 19:00 y las 21:00 hrs. Por ejemplo, para
el escenario con GD de 4,5[MW] sin ESS, a las 20:00 hrs las pérdidas ascienden a 22,78[kW]. Por
otro lado, para este escenario, a las 20:00 hrs solo llegan a 14,238[kW], es decir, se reducen al
62,5%.
0
20
40
60
80
100
120
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1:00
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021
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023
:00
Pérd
idas
de
pote
ncia
[kW
]
Horario [horas]
Pérdida de potencia horaria
4 Resultados del caso de estudio: Red eléctrica de distribución
94
Por lo tanto, se aprecia una reducción de las pérdidas, en comparación con el escenario del GD
de 4.5[MW] sin ESS, sumando un total de 674,691[kWh].
Regulación de tensión
Los resultados de la regulación de tensión para los nodos en el alimentador se presentan a
continuación en la Figura 4-14.
Figura 4-14 Nivel de tensión en nodos para escenario 5
Se observa nuevamente un cambio drástico en la tensión desde las 11:00 y las 16:00 hrs. Esto se
debe a que a esas horas se produce una inversión en el flujo de potencia en la cabecera del
alimentador. Además, entre esas horas el ESS almacena energía. A pesar de ello, no hay ningún
nodo que presente regulación de tensión por sobre el límite.
El nodo más crítico presenta una tensión de 1,0176[pu] a las 13:00 hrs, tensión que aún se
encuentra por dentro de los límites. La regulación de tensión máxima la presenta el nodo anterior,
y es de 1.76%. Al ser inferior a 6%, se puede corroborar el cumplimiento de la normativa.
0,880,9
0,920,940,960,98
11,021,041,061,08
0:00
1:00
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015
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16:0
017
:00
18:0
019
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20:0
021
:00
22:0
023
:00
Tens
ión
[pu]
Horario [horas]
Tensión horaria en nodos del Alimentador
4 Resultados del caso de estudio: Red eléctrica de distribución
95
Cargabilidad de las líneas
La Figura 4-15 presenta los índices de cargabilidad de las líneas presentes en el alimentador.
Figura 4-15 Nivel de cargabilidad máximo para escenario 5
Al igual que con las pérdidas de potencia y la regulación de tensión, la cargabilidad también
presenta cambios, respecto a los escenarios anteriores. Aquí, ya se puede apreciar que el límite
del 85% establecido fue ampliamente superado durante 7 horas, lo que va en un claro
incumplimiento a la normativa.
La máxima cargabilidad se encuentra en 159,7% a las 13:00 hrs, al igual que en el escenario con
GD de 4.5[MW] sin ESS. Esto es reflejo del alto índice de generación del GD en dicho horario.
4.3.3 Escenario 6: Alimentador con GD de 0.98[MW] y ESS en ubicación Y
Pérdidas de potencia
Las pérdidas de potencia horaria en el alimentador se presentan a continuación en la Figura 4-16.
020406080
100120140160180
0:00
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011
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013
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015
:00
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017
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019
:00
20:0
021
:00
22:0
023
:00
Carg
abili
dad
[%]
Horario [horas]
Cargabilidad líneas del Alimentador
4 Resultados del caso de estudio: Red eléctrica de distribución
96
Figura 4-16 Pérdidas de potencia para escenario 6
Al igual que antes, al incluir un ESS se puede ver que ha cambiado la curva de pérdidas de potencia
en el sistema, aunque se presentan variaciones respecto al escenario con ESS en la ubicación X.
Por ejemplo, desde las 2:00 hasta las 5:00 hrs, las pérdidas son mayores para la ubicación Y. Esto
puede deberse a que este punto se encuentra más alejado de las fuentes de energía, lo que lleva a
un aumento en el flujo de potencia de las líneas, y a su vez, un aumento de las pérdidas en dichas
líneas.
En contraste con lo anterior, entre las 19:00 y las 21:00 hrs se aprecian menores pérdidas de
potencia en la ubicación Y que en la ubicación X. Ello puede ser reflejo de una mayor cercanía a
las cargas para la ubicación Y. Finalmente, se aprecia un aumento en la energía total perdida
respecto a la ubicación X reducción en la energía total perdida. Éstas suman un total de
216,416[kWh].
Regulación de tensión
Los resultados de la regulación de tensión para los nodos en el alimentador se presentan a
continuación en la Figura 4-17.
02468
10121416
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
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011
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12:0
013
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14:0
015
:00
16:0
017
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18:0
019
:00
20:0
021
:00
22:0
023
:00
Pérd
idas
de
pote
ncia
[kW
]
Horario [horas]
Pérdida de potencia horaria
4 Resultados del caso de estudio: Red eléctrica de distribución
97
Figura 4-17 Nivel de tensión en nodos para escenario 6
Se observa que los niveles de tensión en los nodos críticos se encuentran entre 1 y 0,98[pu], siendo
el más bajo de 0,9883[pu] a las 18:00 hrs. Con esto, ya se puede evidenciar que la tensión en los
nodos presenta un comportamiento que se repite para los escenarios con GD de 0.98[MW].
Dentro de esto, se siguen manteniendo los niveles aceptables por la norma. La regulación de
tensión máxima la presenta el nodo anterior, y es de 1.17%.
Cargabilidad de las líneas
La Figura 4-18 presenta los índices de cargabilidad de las líneas presentes en el alimentador.
Figura 4-18 Nivel de cargabilidad máximo para escenario 6
0,85
0,9
0,95
1
1,05
1,1
0:00
1:00
2:00
3:00
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Tens
ión
[pu]
Horario [horas]
Tensión horaria en nodos del Alimentador
0102030405060708090
0:00
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023
:00
Carg
abili
dad
[%]
Horario [horas]
Cargabilidad líneas del Alimentador
4 Resultados del caso de estudio: Red eléctrica de distribución
98
Nuevamente los índices de cargabilidad se encuentran dentro de los límites térmicos. Aquí, se
puede ver que la cargabilidad máxima es de 39,934% a las 20:00 hrs, es decir, un 2,75% menor que
para el escenario con ubicación en X a la misma hora. Esto la ubica como la más baja dentro de
los escenarios vistos hasta ahora. Aun así, los resultados son muy semejantes a los obtenidos para
el escenario de la ubicación del ESS en X. Esto puede deberse a la cercanía que mantiene estas
dos ubicaciones, la que no afecta de forma significativa a la cargabilidad en las líneas.
4.3.4 Escenario 7: Alimentador con GD de 4.5[MW] y ESS en ubicación Y
Pérdidas de potencia
Las pérdidas de potencia horaria en el alimentador se presentan a continuación en la Figura 4-19.
Figura 4-19 Pérdidas de potencia para escenario 7
Al igual que en los escenarios con GD de 4.5[MW] vistos anteriormente, las pérdidas de potencia
muestran una curva dependiente de la generación de energía solar. Su peak es de 101,18[kW] y se
presenta a las 13:00 hrs. Este valor es el mayor observado entre todos los escenarios ya estudiados.
Esto puede deberse a que a esta hora el ESS se encuentra almacenando energía, lo que provoca
un mayor flujo de potencia en las líneas que permiten el flujo de energía hacia el ESS. Además, el
ESS se encuentra más lejos de las fuentes de energía en la ubicación Y que en la ubicación X, lo
que trae como consecuencia un aumento en las pérdidas.
A pesar del aumento de pérdidas a en las horas de carga del ESS, las pérdidas se reducen en las
horas a las que el ESS se descarga, es decir, entre las 19:00 y las 21:00 hrs. Finalmente, se aprecia
un aumento en las pérdidas totales de energía, en comparación con el escenario del GD de
4.5[MW] y con ESS en ubicación X, sumando un total de 698,143[kWh].
0
20
40
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80
100
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[kW
]
Horario [horas]
Pérdida de potencia horaria
4 Resultados del caso de estudio: Red eléctrica de distribución
99
Regulación de tensión
Los resultados de la regulación de tensión para los nodos en el alimentador se presentan a
continuación en la Figura 4-20.
Figura 4-20 Nivel de tensión en nodos para escenario 7
Se observa nuevamente un cambio drástico en la tensión desde las 11:00 y las 16:00 hrs. Esto se
debe a que a esas horas se produce una inversión en el flujo de potencia en la cabecera del
alimentador. Además, entre esas horas el ESS almacena energía. A pesar de ello, no hay ningún
nodo que presente regulación de tensión por sobre el límite.
El nodo más crítico presenta una tensión de 1,0176[pu] a las 13:00 hrs, al igual que en el escenario
del GD de 4.5[MW] y con ESS en ubicación X. Dentro de esto, la tensión en todos los nodos para
cada hora aún se encuentra por dentro de los límites definidos. La regulación de tensión máxima
la presenta el nodo anterior, y es de 1.76%. Al ser inferior a 6%, se puede corroborar el
cumplimiento de la normativa.
Cargabilidad de las líneas
La Figura 4-21 presenta los índices de cargabilidad de las líneas presentes en el alimentador.
0,880,9
0,920,940,960,98
11,021,041,061,08
0:00
1:00
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023
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[pu]
Horario [horas]
Tensión horaria en nodos del Alimentador
4 Resultados del caso de estudio: Red eléctrica de distribución
100
Figura 4-21 Nivel de cargabilidad máximo para escenario 7
Aquí, nuevamente se aprecia que el límite del 85% establecido fue ampliamente superado durante
7 horas, lo que va en un claro incumplimiento a la normativa.
La máxima cargabilidad se encuentra en 159,7% a las 13:00 hrs, al igual que en el escenario con
GD de 4.5[MW] y ESS con ubicación en X. Esto es reflejo del alto índice de generación del GD en
dicho horario.
4.3.5 Escenario 8: Alimentador con GD de 0.98[MW] y ESS en ubicación Z
Pérdidas de potencia
Las pérdidas de potencia horaria en el alimentador se presentan a continuación en la Figura 4-22.
Figura 4-22 Pérdidas de potencia para escenario 8
020406080
100120140160180
0:00
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021
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023
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Horario [horas]
Cargabilidad líneas del Alimentador
0
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019
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021
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023
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Pérd
idas
de
pote
ncia
[kW
]
Horario [horas]
Pérdida de potencia horaria
4 Resultados del caso de estudio: Red eléctrica de distribución
101
Respecto a los casos anteriores para la ubicación X e Y del ESS, en este escenario las pérdidas de
potencia en horas en que se carga el BESS son menores. Esto se debe a que, para esta ubicación,
el BESS se encuentra más cercano a la cabecera, por lo que la distancia eléctrica entre la cabecera
y el ESS es menor. Además, en horas de descarga del BESS se presentan mayores pérdidas de
potencia versus las ubicaciones X e Y. Ello ya que ahora se encuentra más lejano a las cargas de la
red, lo que aumenta las pérdidas.
Finalmente, se aprecia un aumento en la energía total perdida respecto a la ubicación X e Y. Ésta
suma un total de 215,536[kWh].
Regulación de tensión
Los resultados de la regulación de tensión para los nodos en el alimentador se presentan a
continuación en la Figura 4-23.
Figura 4-23 Nivel de tensión en nodos para escenario 8
Se observa que los niveles de tensión en los nodos críticos se encuentran entre 1 y 0,98[pu], siendo
el más bajo de 0,9859[pu] a las 20:00 hrs. Dentro de esto, se siguen manteniendo los niveles
aceptables por la norma. La regulación de tensión máxima la presenta el nodo anterior, y es de
1.41%.
Cargabilidad de las líneas
La Figura 4-24 presenta los índices de cargabilidad de las líneas presentes en el alimentador.
0,85
0,9
0,95
1
1,05
1,1
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
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023
:00
Tens
ión
[pu]
Horario [horas]
Tensión horaria en nodos del Alimentador
4 Resultados del caso de estudio: Red eléctrica de distribución
102
Figura 4-24 Nivel de cargabilidad máximo para escenario 8
Nuevamente los índices de cargabilidad se encuentran dentro de los límites térmicos. Aquí, se
puede ver que la cargabilidad máxima es de 40,03% a las 20:00 hrs. Esto la ubica como la más alta
dentro de los escenarios vistos con inclusión de ESS.
4.3.6 Escenario 9: Alimentador con GD de 4.5[MW] y ESS en ubicación Z
Pérdidas de potencia
Las pérdidas de potencia horaria en el alimentador se presentan a continuación en la Figura 4-25.
Figura 4-25 Pérdidas de potencia para escenario 9
0102030405060708090
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
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011
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017
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019
:00
20:0
021
:00
22:0
023
:00
Carg
abili
dad
[%]
Horario [horas]
Cargabilidad líneas del Alimentador
0
20
40
60
80
100
120
0:00
1:00
2:00
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14:0
015
:00
16:0
017
:00
18:0
019
:00
20:0
021
:00
22:0
023
:00
Pérd
idas
de
pote
ncia
[kW
]
Horario [horas]
Pérdida de potencia horaria
4 Resultados del caso de estudio: Red eléctrica de distribución
103
Al igual que en los escenarios con GD de 4.5[MW] vistos anteriormente, las pérdidas de potencia
muestran una curva dependiente de la generación de energía solar. Su peak es de 99,05[kW] y se
presenta a las 13:00 hrs. Este valor es el menor entre los escenarios que incluyen ESS. Lo anterior
se debe a que a esa hora aún se encuentra almacenando energía, y al estar más cerca de la
cabecera que en las otras ubicaciones, las pérdidas tienden a ser menores.
A pesar de la reducción de pérdidas a en las horas de carga del ESS, las pérdidas aumentan en las
horas a las que el ESS se descarga, es decir, entre las 19:00 y las 21:00 hrs. Finalmente, las pérdidas
totales de energía, ascienden a 678,058[kWh].
Regulación de tensión
Los resultados de la regulación de tensión para los nodos en el alimentador se presentan a
continuación en la Figura 4-26.
Figura 4-26 Nivel de tensión en nodos para escenario 9
Se observa nuevamente un cambio drástico en la tensión desde las 11:00 y las 16:00 hrs. Esto se
debe a que a esas horas se produce una inversión en el flujo de potencia en la cabecera del
alimentador. Además, entre esas horas el ESS almacena energía. A pesar de ello, no hay ningún
nodo que presente regulación de tensión por sobre el límite.
El nodo más crítico presenta una tensión de 1,0175[pu] a las 13:00 hrs, al igual que en el escenario
del GD de 4.5[MW] y con ESS. Dentro de esto, la tensión en todos los nodos para cada hora aún
se encuentra por dentro de los límites definidos. La regulación de tensión máxima la presenta el
nodo anterior, y es de 1.75%. Al ser inferior a 6%, se puede corroborar el cumplimiento de la
normativa.
Cargabilidad de las líneas
La Figura 4-27 presenta los índices de cargabilidad de las líneas presentes en el alimentador.
0,85
0,9
0,95
1
1,05
1,1
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
9:00
10:0
011
:00
12:0
013
:00
14:0
015
:00
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017
:00
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019
:00
20:0
021
:00
22:0
023
:00
Tens
ión
[pu]
Horario [horas]
Tensión horaria en nodos del Alimentador
4 Resultados del caso de estudio: Red eléctrica de distribución
104
Figura 4-27 Nivel de cargabilidad máximo para escenario 9
Aquí, nuevamente se aprecia que el límite del 85% establecido fue ampliamente superado durante
7 horas, lo que va en un claro incumplimiento a la normativa.
La máxima cargabilidad se encuentra en 159,71% a las 13:00 hrs, al igual que en los escenarios con
GD de 4.5[MW] y ESS. Esto es reflejo del alto índice de generación del GD en dicho horario.
4.3.7 Escenario 10: Alimentador con GD de 0.98[MW] y ESS en ubicaciones X e Y
Pérdidas de potencia
Las pérdidas de potencia horaria en el alimentador se presentan a continuación en la Figura 4-28.
Figura 4-28 Pérdidas de potencia para escenario 10
020406080
100120140160180
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
9:00
10:0
011
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013
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14:0
015
:00
16:0
017
:00
18:0
019
:00
20:0
021
:00
22:0
023
:00
Carg
abili
dad
[%]
Horario [horas]
Cargabilidad líneas del Alimentador
02468
10121416
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
9:00
10:0
011
:00
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013
:00
14:0
015
:00
16:0
017
:00
18:0
019
:00
20:0
021
:00
22:0
023
:00Pé
rdid
as d
e po
tenc
ia [k
W]
Horario [horas]
Pérdida de potencia horaria
4 Resultados del caso de estudio: Red eléctrica de distribución
105
Al igual que antes, al incluir ESS se puede ver que ha cambiado la curva de pérdidas de potencia
en el sistema, aunque se presentan variaciones respecto al escenario con ESS en la ubicación X o
en Y. Por ejemplo, desde las 2:00 hasta las 5:00 hrs, las pérdidas son mayores para este escenario
que para la ubicación del ESS en X. Esto puede deberse a que, al tener dos ESS, uno ubicado en X
y otro ubicado en Y, las pérdidas aumentan al inyectar potencia hacia el punto Y debido al
aumento de flujo de potencia en las líneas. Por otro lado, las pérdidas son menores a estas horas
que para la ubicación del ESS en Y. Esto puede ser debido a que a estas horas se reduce el flujo de
potencia en las líneas que alimentan al ESS en el punto Y.
Finalmente, se aprecia un aumento en la energía total perdida respecto a la ubicación del ESS en
X, pero una reducción respecto a la ubicación del ESS en Y. Éstas suman un total de 213,93[kWh].
Regulación de tensión
Los resultados de la regulación de tensión para los nodos en el alimentador se presentan a
continuación en la Figura 4-29.
Figura 4-29 Nivel de tensión en nodos para escenario 10
Se observa que los niveles de tensión en los nodos críticos se encuentran entre 1 y 0,98[pu], siendo
el más bajo de 0,9883[pu] a las 18:00 hrs. De esta forma, se sigue evidenciando un
comportamiento que se repite para los escenarios con GD de 0.98[MW] en cuanto al nivel de
tensión, y por ello, en la regulación de tensión de los nodos de la red. Dentro de esto, se siguen
manteniendo los niveles aceptables por la norma. La regulación de tensión máxima la presenta el
nodo anterior, y es de 1.17%.
0,880,9
0,920,940,960,98
11,021,041,061,08
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
9:00
10:0
011
:00
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:00
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:00
16:0
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:00
18:0
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:00
20:0
021
:00
22:0
023
:00
Tens
ión
[pu]
Horario [horas]
Tensión horaria en nodos del Alimentador
4 Resultados del caso de estudio: Red eléctrica de distribución
106
Cargabilidad de las líneas
La Figura 4-30 presenta los índices de cargabilidad de las líneas presentes en el alimentador.
Figura 4-30 Nivel de cargabilidad máximo para escenario 10
Los índices de cargabilidad en las líneas del alimentador se encuentran dentro de los límites
térmicos. Aquí, se puede ver que la cargabilidad máxima es de 39,931% a las 20:00 hrs. De esta
forma, se mantiene en cumplimiento con la normativa.
4.3.8 Escenario 11: Alimentador con GD de 4.5[MW] y ESS en ubicaciones X e Y
Pérdidas de potencia
Las pérdidas de potencia horaria en el alimentador se presentan a continuación en la Figura 4-31.
Figura 4-31 Pérdidas de potencia para escenario 11
0102030405060708090
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
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10:0
011
:00
12:0
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:00
14:0
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:00
16:0
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:00
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019
:00
20:0
021
:00
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023
:00
Carg
abili
dad
[%]
Horario [horas]
Cargabilidad líneas del Alimentador
0
20
40
60
80
100
120
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
9:00
10:0
011
:00
12:0
013
:00
14:0
015
:00
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017
:00
18:0
019
:00
20:0
021
:00
22:0
023
:00Pérd
idas
de
pote
ncia
[kW
]
Horario [horas]
Pérdida de potencia horaria
4 Resultados del caso de estudio: Red eléctrica de distribución
107
Se observa que nuevamente se presenta una curva con un peak, esta vez, de 100,834[kW] a las
13:00 hrs. Finalmente, las pérdidas totales de energía a lo largo del día suman un total de
693,468[kWh]. Este valor sigue siendo demasiado elevado en comparación con los escenarios con
GD de 0.98[MW], los que presentaron pérdidas de energía menores a 216[kWh]. Estas magnitudes
tan altas se deben a la gran inyección de potencia por parte del GD de 4.5[MW].
Regulación de tensión
Los resultados de la regulación de tensión para los nodos en el alimentador se presentan a
continuación en la Figura 4-32.
Figura 4-32 Nivel de tensión en nodos para escenario 11
Se observa nuevamente un cambio drástico en la tensión desde las 11:00 y las 16:00 hrs. Esto se
debe a que a esas horas se produce una inversión en el flujo de potencia en la cabecera del
alimentador. Además, entre esas horas los ESS almacenan energía. A pesar de ello, no hay ningún
nodo que presente regulación de tensión por sobre el límite.
El nodo más crítico presenta una tensión de 1,0176[pu] a las 13:00 hrs. Dentro de esto, la tensión
en todos los nodos para cada hora aún se encuentra por dentro de los límites definidos. La
regulación de tensión máxima la presenta el nodo anterior, y es de 1.76%.
Cargabilidad de las líneas
La Figura 4-33 presenta los índices de cargabilidad de las líneas presentes en el alimentador.
0,880,9
0,920,940,960,98
11,021,041,061,08
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
9:00
10:0
011
:00
12:0
013
:00
14:0
015
:00
16:0
017
:00
18:0
019
:00
20:0
021
:00
22:0
023
:00
Tens
ión
[pu]
Horario [horas]
Tensión horaria en nodos del Alimentador
4 Resultados del caso de estudio: Red eléctrica de distribución
108
Figura 4-33 Nivel de cargabilidad máximo para escenario 11
Aquí, nuevamente se aprecia que el límite del 85% establecido fue ampliamente superado durante
7 horas, lo que va en un claro incumplimiento a la normativa. La máxima cargabilidad se
encuentra en 159,7% a las 13:00 hrs. Esto es reflejo del alto índice de generación del GD en dicho
horario.
4.4 Tabla resumen de resultados
En la Tabla 4-1 se muestra un resumen de los resultados obtenidos tras realizar las simulaciones
para los diversos escenarios del caso de estudio para un periodo de 24 horas, realizando
simulaciones cada una hora.
Tabla 4-1 Resumen resultados obtenidos del análisis técnico del alimentador para un día
Escenario Pérdidas totales
de energía [kWh] Máxima regulación
de tensión [%] Máxima cargabilidad
en líneas [%]
Sin GD sin ESS 234,994 1,42 47,694
Con GD de 0.98[MW] sin ESS
216,864 1,42 47,694
Con GD de 0.98[MW] con ESS en ubicación X
207,771 1,17 39,945
Con GD de 0.98[MW] con ESS en ubicación Y
216,416 1,17 39,934
Con GD de 0.98[MW] con ESS en ubicación Z
215,536 1,41 40,03
Con GD de 0.98[MW] con ESS en ubicación X
e Y
213,93 1,17 39,931
0
50
100
150
200
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
9:00
10:0
011
:00
12:0
013
:00
14:0
015
:00
16:0
017
:00
18:0
019
:00
20:0
021
:00
22:0
023
:00
Carg
abili
dad
[%]
Horario [horas]
Cargabilidad líneas del Alimentador
4 Resultados del caso de estudio: Red eléctrica de distribución
109
Escenario Pérdidas totales
de energía [kWh] Máxima regulación
de tensión [%] Máxima cargabilidad
en líneas [%]
Con GD de 4.5[MW] sin ESS
689,818 1,8 159,7
Con GD de 4.5[MW] con ESS en ubicación X
674,691 1,76 159,7
Con GD de 4.5[MW] con ESS en ubicación Y
698,143 1,76 159,7
Con GD de 4.5[MW] con ESS en ubicación Z
678,058 1,75 159,71
Con GD de 4.5[MW] con ESS en ubicación X e Y
693,468 1,76 159,7
111
5 Modelo de negocios de sistema de un almacenamiento de energía inserto en una red eléctrica de distribución
5.1 Descripción general
Un modelo de negocios es el mecanismo por el cual un negocio busca generar ingresos y
beneficios. Para que éste sea exitoso, debe mostrar una mejor manera de hacer las cosas con
respecto a las alternativas existentes en el mercado.
El modelo debe ser capaz de contestar dos tipos de preguntas fundamentales: por una parte, debe
responder quién o quiénes son los clientes y cuál es el valor que se les está entregando; por otra
parte, el modelo debe ser capaz de identificar de qué manera se obtendrán las ganancias para la
empresa.
Todo modelo de negocios consta de varias etapas, sin embargo, en el contexto que se requiere
para el presente trabajo, solo se consideran las etapas fundamentales en base a los objetivos. Estas
etapas son las siguientes: identificación del mercado, propuesta de valor y evaluación económica
de la propuesta. Es importante destacar que las etapas son secuenciales, es decir, cada etapa debe
ser cumplida a cabalidad en orden, con el fin de formular el modelo de negocio.
5.2 Licitaciones de contrato de abastecimiento eléctrico
Las licitaciones que se realizan para garantizar el suministro energético a todo cliente dentro del
territorio chileno son de gran importancia dentro del presente trabajo. Esto ya que el recorte de
potencia en horas de punta debe considerar las bases de los contratos financieros. Es por esto
que, a fin de mejorar la comprensión del contrato entre una empresa de generación y una
empresa de distribución, es que se presentan los principales puntos a considerar dentro de las
licitaciones entre ambas partes.
5 Modelo de negocios de sistema de un almacenamiento de energía inserto en una red eléctrica de distribución
112
En el año 2005 fue promulgada la Ley 20.018 o Ley Corta 2 (LC2). Esta ley buscaba incentivar la
inversión en el sector de la generación definiendo un sistema de licitaciones competitivas que
aseguren un precio por un tiempo determinado. Esta normativa obligó a las empresas de
distribución eléctrica a comprar bloques de potencia para asegurar los ingresos de las
generadoras, lo que es un respaldo a las empresas de generación para que continúen con planes
de inversión.
Por ello, las distribuidoras deberán licitar su suministro, el cual no puede extenderse por más de
15 años. Además, los oferentes solo pueden proponer el precio de la energía en el punto de
compra. Esto quiere decir que el precio por potencia corresponde al precio nudo fijado en el
decreto de precio de nudo vigente al momento de la licitación. Este precio corresponde a los
costos de desarrollo de generación y transporte de potencia hasta el nudo respectivo [$/kW/mes].
Por lo anterior, se puede proyectar que su valor decrecerá año a año, puesto que con el esperado
aumento de proyectos de ERNC los costos de generación en las barras caerán.
De esta forma, el precio de energía resultante de la licitación será el menor precio que resulte de
las ofertas por parte de las empresas de generación. Éste se conoce como precio de nudo de largo
plazo (PNLP).
Cabe destacar que los precios son libres, pero se establecen ciertos márgenes con referencia a una
banda de precios. Esto establece que el precio ofertado no puede superar en más de 20% al precio
nudo vigente a la fecha de inicio del proceso. En caso de licitaciones desiertas, esta banda puede
superarse hasta en un 15% más, siempre que sea de manera fundada.
Dentro de esto, en el Decreto Fuerza Ley N°4, Artículo 131 se establece que:
“Las distribuidoras concesionadas tienen que asegurar el consumo de energía a sus consumidores
regulados a lo menos para los siguientes 3 años, para esto deben tomar en cuenta la proyección de
la demanda de los consumidores más la propia capacidad de generar energía… Se deberá hacer un
llamado de licitación para abastecer a los clientes regulados, y así con el resultado de la licitación,
sumado a los contratos y la propia capacidad de generación, poder abastecer al consumidor
regulado por los próximos 3 años.”
5.3 Problemáticas en una RD y soluciones propuestas
Como se expresó al final del Capítulo 3, las empresas de distribución participan en el llamado
“Mercado de Contratos”, el cual es un mercado de tipo financiero, donde los contratos son
pactados libremente entre generadoras y clientes finales. De acuerdo a esto, la empresa de
distribución pacta un precio con la generadora para comprar potencia (de acuerdo al
comportamiento de la demanda en horas de punta) por al menos cuatro años. Por ello, es que la
empresa distribuidora debe proyectarse por al menos cuatro años y pagar por contratar más
potencia que la que está siendo demandada. Esto resulta ineficiente desde el punto de vista
económico para la distribuidora.
5 Modelo de negocios de sistema de un almacenamiento de energía inserto en una red eléctrica de distribución
113
Además, buscando que la potencia contratada por la distribuidora a los generadores no sea menor
que la potencia real de la distribuidora, la normativa establece que:
“Si en cualquier mes las demandas máximas registradas sobrepasan las potencias de contrato
respectivas, por aquella parte que las demandas máximas exceden la potencia de contrato, la
empresa vendedora podrá aplicar, a ese mes, un precio igual al doble del estipulado.”
Entonces, debido a que el pago que realizan los distribuidores depende de la máxima potencia
punta, minimizar la potencia punta disminuye el pago que tiene que realizar la distribuidora. Por
lo tanto, considerando que los contratos de suministro se realizan a largo plazo, es atractivo para
la distribuidora disminuir la potencia contratada, de modo que reduzca sus costes por pago de
potencia.
Como solución, se propone el utilizar sistemas de almacenamiento dentro de la concesión de una
distribuidora. En esta aplicación, el ESS tiene como objetivo reducir la potencia punta del
distribuidor. Para ello la batería se carga durante las horas de demanda baja y luego transfiere esa
energía a las horas de demanda alta. Finalmente, al reducir la potencia contratada, la empresa
distribuidora ahorraría dinero, lo que se podría traducir dentro de este modelo de negocios como
utilidades. En la Figura 5-1 se muestra el uso del ESS durante un día en la aplicación de recorte de
punta para el proyecto analizado.
Figura 5-1 Uso del ESS para recorte de punta
5 Modelo de negocios de sistema de un almacenamiento de energía inserto en una red eléctrica de distribución
114
Adicionalmente, al ubicar el BESS en las cercanías de las cargas, se lograría reducir las pérdidas
de potencia. Esto, a su vez, llevaría a una reducción de la demanda, disminuyendo la potencia de
hora de punta, y así, la potencia contratada. Finalmente, esto produciría una mayor generación
de ingresos gracias al uso del ESS.
Además, instalar un BESS permitiría retrasar inversiones en distribución para aumentar la
capacidad de la red. Particularmente, la inversión en infraestructura de una RD se vuelve cada vez
más costosa a medida que la ciudad intensifica su uso de energía. Por ello, una localización
inteligente del ESS al interior de la RD permitiría reducir la carga por sus líneas y equipos.
Cabe destacar que en este modelo de negocios no se considerará todos los beneficios económicos
obtenidos gracias a la incorporación de un ESS. Dentro de estos, no se considerarán beneficios
debidos al aplazamiento de inversión en infraestructura tampoco por reducción de pérdidas de
potencia. Este modelo económico busca estimar la rentabilidad del proyecto de manera práctica
y simple. Por ello, para realizar una estimación más rigurosa, se deben realizar simulaciones del
sistema estudiado, considerando más datos y complejizando más el modelo.
5.4 Identificación de mercado y propuesta de valor
El mercado para esta aplicación está dado por las empresas de distribución. Por otro lado, el valor
que permite entregar el uso de un sistema de almacenamiento es el ahorro de dinero y la
generación de utilidades hacia
5.5 Formalización del modelo
Una vez identificado el potencial mercado y el valor entregado, se debe formalizar desde el punto
de vista financiero. Primero, se identificarán las fuentes de ingresos y egresos, los cuales están
únicamente acotados dentro del proyecto de instalación del ESS. La principal fuente de ingreso
se debe a la diferencia entre la potencia contratada por parte de la empresa distribuidora y la
potencia demandada. Esto debido a que, al reducir la potencia contratada, será mayor la potencia
vendida a los clientes finales que la potencia comprada a la generadora. Por otra parte, los egresos
se deberán a la inversión inicial del ESS, al costo de instalación y a los costos por mantención y
operación del mismo.
En cuanto a las tecnologías compatibles, se tienen a los sistemas tipo BESS, especialmente
aquellos que posean madurez tecnológica y comercial. Además, rapidez en la respuesta, por lo
que dentro de las tecnologías encontramos a las baterías de plomo-ácido, ion-litio y sulfuro de
sodio como las principales alternativas. Para el caso de las baterías de plomo-ácido, existe
peligrosidad con el manejo del plomo, además de sus requerimientos de temperatura. Por otro
lado, la tecnología de sulfuro de sodio (NaS) requiere de una fuente de calor al interior de las
celdas y su costo de inversión es muy elevado. La tecnología de ion-litio es la alternativa ideal,
dado que no se requieren mayores mantenimientos, es rápida en respuesta y, además, existen
antecedentes de su uso en Chile.
5 Modelo de negocios de sistema de un almacenamiento de energía inserto en una red eléctrica de distribución
115
A continuación, se presenta en la Figura 5-2 la tasa de decrecimiento de los costos de inversión
año a año [71]:
Figura 5-2 Tasa de decrecimiento costo de inversión BESS Ion-Litio [71]
Además, en la Figura 5-3 se muestra la proyección de decrecimiento de los precios por esta
tecnología desde el 2010 al 2030. Aquí, es destacable que se proyectan costos incluso inferiores a
los 100 [USS/kWh], llegando a los 73 [USS/kWh] en el año 2030 [71].
Figura 5-3 Proyección de decrecimiento precio de BESS Ion-Litio [71]
Ya con la información anteriormente entregada, es conveniente comenzar a definir las variables
del modelo. Por ello, sea una estimación del precio nudo de potencia en la barra de
conexión para el año ; sea la potencia contratada para el año ; sea la máxima
potencia de hora punta vendida durante el año ; sea el costo de operación y
mantenimiento durante el año ; sea el costo de instalar el sistema de almacenamiento, y
5 Modelo de negocios de sistema de un almacenamiento de energía inserto en una red eléctrica de distribución
116
por último, sea la inversión inicial para comprar al proveedor el ESS. Es importante destacar
que la empresa distribuidora no rentará por venta de energía. Lo anterior debido a que la energía
suministrada por la empresa generadora será igual a la vendida. Además, se considera que los
ingresos solo variarán año a año. Entonces, para un periodo de un año calendario, los ingresos
mes a mes se mantendrán constantes.
Entonces, con los valores anteriores y utilizando el VAN como indicador para calcular la
conveniencia, se puede expresar la siguiente ecuación:
(5-1)
Por lo tanto, en estricto rigor el proyecto es rentable si:
5.6 Caso de estudio: ESS operando al 30% de DoD en el alimentador
Como es sabido, se utilizará como caso de estudio el alimentador. Entonces, se propone la
instalación de un BESS de baterías de ion-litio con una potencia de salida de 9.7[MW] y una
capacidad de almacenamiento de energía de 9.7[MWh], semejante al proyecto de la empresa
Engie visto en capítulos anteriores. El emplear un sistema de estas envergaduras, le permitirá a la
empresa de distribución inyectar potencia durante 4 horas. Además, ello le permitirá mantener
cierta holgura entre la potencia contratada y la demandada. Esto será aprovechado por la empresa
para generar utilidades. También, se debe considerar la tasa de descuento, la que se considerará
del 4% anual [72]. Además, para esa tecnología se supone una vida útil del sistema de
almacenamiento de 15 años, la cual será el horizonte de evaluación del modelo. Dentro de esto es
importante precisar que el proyecto comienza desde el año 2018 (año cero).
En cuanto al precio nudo de potencia, corresponde al precio nudo fijado en el decreto de precio
de nudo vigente al momento de la licitación. El alimentador recibe energía y potencia desde la
subestación Valparaíso, la cual es alimentada desde la subestación Agua Santa 110kV, la que, a su
vez, percibe flujos provenientes de la subestación Quillota 220kV. Por lo anterior, se considerará
el precio nudo de la barra Quillota 220kV. Ahora, cada año presenta una tasa de variación del
precio nudo distinta. Al año 2018, el precio nudo de potencia a largo plazo en dicho punto de
conexión fue de 10,098 [$/kW/mes]. Entonces, considerando que este valor decaerá año a año por
la reducción en costos de generación, se asumirá una tasa de decrecimiento del 1% anual.
Además, como la distribuidora concesionaria debe asegurar el suministro de energía a sus
consumidores regulador por al menos 3 años, es que se considera el caso de que la empresa desee
firmar un contrato por los próximos cinco años. Así, el modelo económico contempla que el
precio nudo se mantendrá inalterado durante cinco años, y que éste variará cada cinco años
considerando la tasa de decrecimiento anual del 1%.
5 Modelo de negocios de sistema de un almacenamiento de energía inserto en una red eléctrica de distribución
117
A continuación, se muestra la proyección del precio nudo de potencia dentro del horizonte de
vida del proyecto:
Figura 5-4 Precio nudo de potencia Quillota 220kV por año
De acuerdo a la potencia contratada, y considerando un contrato de suministro entre la
distribuidora y la generadora por un plazo de cinco años, el precio pactado aumentaría cada cinco
años. Este monto varía en relación a la tasa de aumento de la demanda, el que se considera de 3.5
[MW] para el año 1. Por simplicidad, se considerará una tasa de aumento cada año, la cual será
igual para cada uno de los años. Entonces, considerando la proyección de la demanda de la CNE
desde el año 2018 al 2030, en promedio la tasa de crecimiento de la demanda será de
aproximadamente un 3% cada año.
Para visualizar el crecimiento anual de la demanda, se presenta a continuación en la Figura 5-5 la
variación de la demanda para los años en los que se pretende utilizar el ESS.
108000,00110000,00112000,00114000,00116000,00118000,00120000,00122000,00
2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034
Prec
io n
udo
de p
oten
cia
[USS
/MW
/mes
]
Año
Precio nudo de potencia Quillota 220 kV
5 Modelo de negocios de sistema de un almacenamiento de energía inserto en una red eléctrica de distribución
118
Figura 5-5 Crecimiento anual de demanda considerando vida útil del proyecto
Para el costo de mantención y operación se considera el 2% del costo de inversión. Para el costo
de instalación se considera el 10% del costo de inversión. El costo unitario de inversión para
sistemas BESS de ion-litio se encuentra cercano a los 230 [USS/kWh], pero considerando el rápido
decrecimiento de los costos para esta tecnología, es que se supondrán tres escenarios, como son:
costos actuales, costos en 5 años y costos en 8 años. Los costos para cada caso se presentan a
continuación:
Costos actuales: Costo unitario de inversión de 230 [USS/kWh]
Costos al año 2023: Costo unitario de inversión de 120 [USS/kWh]
Costos al año 2026: Costo unitario de inversión de 100 [USS/kWh]
Para los escenarios proyectados al año 2023 y 2026 años, se consideran como datos iniciales los
valores estimados según sus respectivas tasas de crecimiento. Por ejemplo, para el saber el valor
inicial de en 8 años más, se calcula su valor proyectado a 8 años de acuerdo a su tasa anual
de crecimiento.
0
1
2
3
4
5
6
7
2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034
Pote
ncia
dem
anda
da [M
W]
Año
Demanda proyectada
5 Modelo de negocios de sistema de un almacenamiento de energía inserto en una red eléctrica de distribución
119
Luego, los resultados obtenidos son los siguientes:
Tabla 5-1 VAN y TIR para proyecto de ESS
Casos VAN [USS] TIR [%]
Costos al año 2026 367.747,9 4
Costos al año 2023 75.637,78 1
Costos actuales -1.250.156,2 -8
Finalmente, en la Tabla 5-2 se resumen los resultados obtenidos, tanto del estudio técnico como
económico. Para los resultados del estudio económico, se consideran los datos del escenario con
GD de 0.98[MW] con ESS en ubicación X. Cabe destacar que para los casos en que se desplaza el
proyecto al año 2023 y al año 2026 no se realizó un análisis técnico en el alimentador.
Tabla 5-2 VAN y TIR para proyecto de ESS
Casos VAN [USS] TIR
[%]
Pérdidas totales
de energía [kWh]
Máxima
regulación de
tensión [%]
Máxima
cargabilidad en
líneas [%]
Costos
al año
2026
23.128,82 2 - - -
Costos
al año
2023
-82.592,6 -7 - - -
Costos
actuales -569.514,01 -29 207,771 1,17 39,945
5 Modelo de negocios de sistema de un almacenamiento de energía inserto en una red eléctrica de distribución
120
5.7 Caso de estudio: ESS operando al 80% de DoD en el alimentador
Para este caso de estudio se considera que el sistema de almacenamiento de energía opera con
una profundidad de descarga del 80%. Esto principalmente permite que el BESS pueda aumentar
su capacidad de descarga, pero acosta de reducir la vida útil del sistema.
De esta forma, considerando que se pretende utilizar todos los días del año el sistema y que se
emplea la misma metodología usada anteriormente, se obtiene que el BESS debe tener una
capacidad de 3.64[MWh]. Ello permite evidenciar que el aumentar la DoD permite
subdimensionar el ESS. El emplear un sistema de estas envergaduras, le permitirá a la empresa
de distribución inyectar potencia durante 4 horas. Además, se debe considerar la tasa de
descuento, la que se asumirá del 4% anual nuevamente. Además, al aumentar la DoD, la vida útil
del proyecto se reduce a 4 años. Al igual que en el caso de estudio anterior, es preciso indicar que
el proyecto comienza desde el año 2018 (año cero).
En cuanto al precio nudo de potencia, se considerará el mismo del caso anterior, el que
corresponde al precio nudo fijado en el decreto de precio de nudo vigente al momento de la
licitación. Al año 2018, el precio nudo de potencia a largo plazo en dicho punto de conexión fue
de 10,098 [$/kW/mes]. Entonces, considerando que este valor decaerá año a año por la reducción
en costos de generación, se asumirá una tasa de decrecimiento del 1% anual.
Como la distribuidora concesionaria debe asegurar el suministro de energía a sus consumidores
regulador por al menos 3 años, es que se considera el caso de que la empresa desee firmar un
contrato por los próximos cinco años. Así, el modelo económico contempla que el precio nudo se
mantendrá inalterado durante cinco años, y que éste variará cada cinco años considerando la tasa
de decrecimiento anual del 1%. La Figura 5-4 muestra el comportamiento del precio nudo año a
año.
De acuerdo a la potencia contratada, y considerando un contrato de suministro entre la
distribuidora y la generadora por un plazo de cinco años, el precio pactado aumentaría cada cinco
años. Este monto varía en relación a la tasa de aumento de la demanda, el que se considera de 3.5
[MW] para el año 1. Por simplicidad, se considerará una tasa de aumento cada año, la cual será
igual para cada uno de los años. Entonces, considerando la proyección de la demanda de la CNE
desde el año 2018 al 2030, en promedio la tasa de crecimiento de la demanda será de
aproximadamente un 3% cada año.
Para el costo de mantención y operación se considera el 2% del costo de inversión. Para el costo
de instalación se considera el 10% del costo de inversión. El costo unitario de inversión para
sistemas BESS de ion-litio se encuentra cercano a los 230 [USS/KWh], pero considerando el rápido
decrecimiento de los costos para esta tecnología, es que se supondrán tres escenarios, como son:
costos actuales, costos en 5 años y costos en 8 años. Los costos para cada caso se presentan a
continuación:
5 Modelo de negocios de sistema de un almacenamiento de energía inserto en una red eléctrica de distribución
121
Costos actuales: Costo unitario de inversión de 230 [USS/kWh]
Costos al año 2023: Costo unitario de inversión de 120 [USS/kWh]
Costos al año 2026: Costo unitario de inversión de 100 [USS/kWh]
Luego, los resultados obtenidos son los siguientes:
Tabla 5-3 VAN y TIR para proyecto de ESS
Casos VAN [USS] TIR [%]
Costos al año 2026 23.128,82 2
Costos al año 2023 -82.592,6 -7
Costos actuales -569.514,01 -29
122
Discusión y conclusiones
Dentro de las ESS, se estudiaron tecnologías de almacenamiento de tipo mecánico, térmico,
electromagnético y electroquímico. Luego de analizar estos métodos de almacenamiento, se
pudo observar lo siguiente:
Los sistemas de almacenamiento de energía mecánica permiten alcanzar capacidades del orden
de los MWs y son altamente utilizados en el mundo hoy en día. Los PHS son los más utilizados,
pero impactan fuertemente en el medio ambiente, por lo que van en contraposición de lo que se
busca hoy en día en el mundo.
Los sistemas de almacenamiento de energía térmica comienzan a igualar en capacidad de
generación a los mecánicos. Dentro de estas tecnologías se destacan los MSES, manteniendo altas
eficiencias y bajos costos por material, pero aún sus costos de inversión son muy elevados.
Los sistemas de almacenamiento de energía electromagnética se muestran como tecnologías
altamente rápidas en los procesos de carga y descarga, presentan altas eficiencias (por sobre el
95%) y larga vida útil. Por otro lado, sus problemas radican en la baja densidad de energía y en sus
elevados costos de inversión, lo que complejiza su expansión a nivel comercial a gran escala hoy
en día.
Por el lado de las BESS, éstas ya han sido altamente utilizadas a nivel comercial, siendo empleadas
en almacenamiento a gran escala. Dentro de las más destacas se encuentran las baterías de Li-
ion, que presentan una alta eficiencia y alta densidad de energía. Además, en Chile se tiene una
de las mayores reservas de litio a nivel mundial, por lo que hay gran disponibilidad para ser
explotado y usado. Los problemas de las BESS radican en el manejo de reactivos, elevados costos
de inversión y en el cuidado al medio ambiente. Esto ya que muchas de sus materias primas son
nocivas, y deben ser recicladas o desechadas con gran cautela.
Finalmente se estudiaron las FC, las que presentan la gran ventaja, respecto a las tecnologías
vistas anteriormente, de que poseen densidades de energía extremadamente altas. De ellas se
pueden destacar la HES y la MCFC, debido a sus altas capacidades de potencia y prolongados
tiempos de descarga, aspectos muy favorables en su aplicación a gran escala. Los problemas que
presentan las FC se deben principalmente a sus bajas eficiencias, comparadas con las demás
Discusión y conclusiones
123
tecnologías. Además, actualmente se encuentran en fase de desarrollo, por lo que no han sido
aplicadas ampliamente a gran escala.
Luego de estudiar las diferentes tecnologías para ESS, se pudo apreciar que no hay tecnologías
idóneas para ser utilizadas en aplicaciones de gran escala en RD. A pesar de esto, algunas
muestran gran ventaja respecto a las demás en un ámbito general. Entre ellas se encuentran
mayoritariamente las BESS, debido a sus bajos requisito de locación, altas densidades de energía,
madurez tecnológica, altas capacidades de potencia y vida útil prolongada. De ellas se pueden
destacar las baterías de Li-ion, NaS y NiMH.
También, se analizaron diferentes aplicaciones de los ESS. Aquí se logró apreciar que el tamaño,
densidad de potencia, vida útil, rapidez de descarga, capacidad de almacenamiento y flexibilidad
de locación son aspectos muy importantes a considerar al momento de elegir la tecnología
adecuada para una determinada tarea.
Al estudiar los diferentes proyectos de ESS en Chile, se pudo apreciar que el país ya ha comenzado
a utilizar tecnologías para ES, aunque de manera gradual, principalmente por sus altos costos de
inversión. Con una mirada hacia el futuro, proyectos como Espejo de Tarapacá y Copiapó Solar
se encuentran entre los más destacados, debidos a sus aplicaciones a gran escala.
Se han estudiado los diferentes desafíos de la industria eléctrica en Chile, los cuales se centran en
un mejoramiento de la calidad, seguridad y confiabilidad del servicio, además de procurar el
cuidado al medio ambiente. Entre sus desafíos se encuentra el reducir las emisiones de gases de
efecto invernadero y fomentar el uso de ERNC. Por ello, y ante un incipiente incremento de
proyectos de estas características, es que se hace necesario implementar nuevas políticas, además
de modificar las normativas chilenas que regulan y controlan a la industria eléctrica.
De acuerdo a lo anterior, se puede decir que nuestro mercado eléctrico está creciendo
rápidamente, así como las políticas y normativas que lo regulan. Adaptándose a los nuevos
requerimientos y proponiendo nuevos desafíos, la industria eléctrica en Chile se ha mostrado
como un ejemplo a seguir para los demás países, comprometiéndose con el cuidado al medio
ambiente.
Para el estudio técnico del alimentador de media tensión, se analizaron las pérdidas de potencia,
los niveles de tensión en los nodos y los niveles de cargabilidad en las líneas. Para el caso de los
niveles de tensión en los nodos, se logró apreciar que todos los escenarios se mantuvieron dentro
del rango exigido por normativa. Por ello, la regulación de tensión no resulta ser un factor
primordial para la determinación del escenario más favorable para este caso de estudio.
Para el caso de los niveles de cargabilidad en las líneas, éstas sobrepasan los límites definidos por
norma en los escenarios en que actúa el GD de 4.5[MW]. Esto se debe al alto nivel de generación
de los GD para estos escenarios. Por ello, estos escenarios son descartados como posibles
opciones. Entonces, como los demás escenarios se encuentran dentro de lo que estipula la norma
chilena, no se considerará el nivel de cargabilidad un factor primordial para la determinación del
escenario más favorable para dichos escenarios.
Discusión y conclusiones
124
Por otro lado, las pérdidas de potencia en las líneas aumentan drásticamente cuando se instala
un GD de 4.5[MW], en comparación con los demás escenarios. Incluso las pérdidas totales de
energía se encuentran en torno al 300% de las pérdidas del escenario 1 (sin GD y sin ESS). Esto se
debe a que aumenta considerablemente el flujo de corriente en las líneas con el aumento de
generación por parte del GD. Así, se considerará a las pérdidas de potencia como único factor
para determinar el escenario más favorable para el caso de estudio.
Ahora, los escenarios en que no se utiliza ESS no se puede prestar recorte de hora punta. Ello se
muestra como una desventaja respecto de los escenarios en que si operan ESS. De esta forma, se
considera que el escenario más favorable es el escenario 4.
Luego de realizar este análisis, se puede evidenciar que la ubicación del ESS y el nivel de
generación afectan directamente las pérdidas de potencia. Así, por ejemplo, se pueden contrastar
los escenarios 4 y 8. En el escenario 4, el ESS se encuentra más alejado de la cabecera. Por ello, al
cargarse el BESS las pérdidas de potencia son mayores que en el escenario 8, donde el ESS se
encuentra más cercano a la cabecera. Por otro lado, cuando el ESS inyecta energía a la red, las
pérdidas de potencia son menores en el escenario 4. Esto ya que en dicho escenario el BESS se
encuentra cercano a las cargas, a diferencia de lo que ocurre en el escenario 8.
Para el estudio económico, se realizó un modelo de negocios para determinar la rentabilidad del
proyecto de instalación de un ESS en la red para dos casos: ESS operando al 30% de DoD y ESS
operando al 80% de DoD. Para ello, se consideraron diferentes factores. Entre ellos está la tasa de
crecimiento del precio nudo de potencia, la tasa de crecimiento de la demanda, la tasa de
crecimiento de la potencia anual, los costos de mantención y operación del BESS, los costos de
instalación del BESS, los costos unitarios de inversión del BESS y la tasa de descuento.
A fin de analizar la rentabilidad del proyecto para diferentes casos, es que se consideraron tres,
como fueron: costos actuales, costos al año 2023 y costos al año 2026. Además, el aspecto más
importante para un inversionista es la de evaluación financiera. Por ello, se planteó cada modelo
utilizando el VAN y TIR como indicadores de decisión.
Para el caso del ESS operando al 30% de DoD, se puede observar que el proyecto es rentable para
los casos en los que se desplaza el inicio del proyecto al año 2023 y al año 2026. Con ello, se puede
apreciar que la rentabilidad que otorgan estos sistemas es considerable, lo que resulta atractivo
para una empresa de distribución. Así, y considerando que no hay restricciones de capital por
parte de la empresa distribuidora, se recomienda llevar a cabo el proyecto para dichos casos.
Por otro lado, considerando los costos actuales, el proyecto no resulta conveniente. Se puede ver
que, a pesar de la gran baja en el costo de esta tecnología, los precios aún siguen siendo muy
elevados. Esta es una de las razones por las cuales aún no se han masificado en nuestro país los
ESS.
La estimación de la TIR entrega la rentabilidad máxima que ofrece una inversión en un
determinado caso. Por lo tanto, se puede apreciar que el caso que ofrece mayor tasa de interés es
el proyectado a 8 años y, además, es el que otorga mayor confianza. Además, considerando que
Discusión y conclusiones
125
la TIR es mayor a la tasa de descuento, se recomienda invertir en el proyecto considerando costos
en 5 y 8 años.
Para el caso del ESS operando al 80% de DoD, se puede observar que el proyecto solamente es
rentable para el caso en que se desplaza el inicio del proyecto al año 2026. Así, y considerando que
no hay restricciones de capital por parte de la empresa distribuidora, se recomienda llevar a cabo
el proyecto. Por otro lado, considerando los costos actuales y al año 2023, el proyecto no resulta
rentable.
Además, se aprecia que el único caso que ofrece tasa de interés es el proyectado a 8 años. Además,
considerando que la TIR es mayor a la tasa de descuento, se recomienda invertir en el proyecto
considerando costos en 8 años.
De esta forma, se pudo evidenciar que la profundidad de descarga del BESS influye directamente
en la rentabilidad del proyecto, por lo que es un aspecto muy importante a considerar al momento
de realizar una inversión en este tipo de proyectos a gran escala.
o Trabajos futuros
Como trabajos a futuro se propone:
Considerar la inclusión de otras tecnologías para generación de ERNC en una red
eléctrica de distribución.
Considerar el efecto de la variabilidad en el tiempo de la eficiencia y de la profundidad de
descarga de un ESS.
Analizar el beneficio económico, tanto para una empresa de distribución como para una
empresa de transmisión al retrasar las inversiones en infraestructura y al reducir las
emisiones de gases de efecto invernadero.
Evaluar el beneficio de una batería con control de reactivos
Aplicar un modelo de negocios a una empresa ligada al área de la generación de energía
que busca incorporar un ESS.
Realizar mayor cantidad de modelos de negocios, evaluando aquellos que puedan
facilitar la inserción de ERNC, como vertimiento eólico o regulación primaria.
Evaluar el impacto en una red eléctrica con otra tecnología para almacenamiento de
energía.
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