felipe javier gonzález garay estudio del impacto de un

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


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]


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.


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].


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.


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


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.


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]


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.


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]


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].


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


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]


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


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


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.


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.


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


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].


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,


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.


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].


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.


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.


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


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]:


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


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.


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


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


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.


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


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.


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


MSES Económico material para

sales

Alta eficiencia


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


39

Tecnología Ventajas Desventajas SMES Altas capacidades de

potencia

Alta eficiencia

Rápidas respuestas

Alto costo de inversión y

mantenimiento


NaS Alta densidad de energía

Alta eficiencia

Larga vida útil


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


Altos requisitos de seguridad

NiMH Alta eficiencia

Alta densidad de potencia y

energía

Menos contaminante que

NiCd


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


Rigurosa mantención

HES Alta densidad de energía

Largo tiempo de descarga

Amigable al medio ambiente


Baja eficiencia

Tecnología inmadura


40

Tecnología Ventajas Desventajas DMFC Nulas descargas internas


Combustible líquido

Toxicidad del metanol

Baja eficiencia

Baja capacidad de potencia

SOFC Pocas emisiones de gases


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


Tecnología inmadura


Problemas de corrosión


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


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.


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.


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.


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.


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.


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


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.


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].


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]


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.


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


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.


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.


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].


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”.


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


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)


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°)


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.”


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).


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].


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.


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.


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.


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


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.


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


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.


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

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

[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


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


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,


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

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03:00 0 -0,45

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08:00 0,207 0

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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


78

Horario [horas]

Generación GD [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]


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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


79

Horario [horas]

Generación GD [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

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Pote

ncia

[MW

]

Horario [horas]

Demanda sin ESS vs Demanda con ESS

Demanda sin ESS Demanda con ESS


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.

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Pote

ncia

[MW

]

Horario [horas]

Demanda sin ESS vs Demanda con ESS

Demanda sin ESS Demanda con ESS


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.


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.


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

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]

Horario [horas]

Pérdida de potencia horaria


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.

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Tensión horaria en nodos del Alimentador


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]


Las pérdidas de potencia horaria en el alimentador se presentan a continuación en la Figura 4-4

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Cargabilidad líneas del Alimentador


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.




Figura 4-5 Tensión horaria en nodos para escenario 2

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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.


La Figura 4-6 presenta los índices de cargabilidad de las líneas presentes en el alimentador.


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]



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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].




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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.




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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




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.

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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%.




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Carg

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dad

[%]

Horario [horas]



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




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

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100

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0:00

1:00

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4:00

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023

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Pérd

idas

de

pote

ncia

[kW

]

Horario [horas]



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].





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

2:00

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4:00

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6:00

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8:00

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20:0

021

:00

22:0

023

:00

Tens

ión

[pu]

Horario [horas]



95




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



020406080

100120140160180

0:00

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011

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013

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015

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017

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019

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20:0

021

:00

22:0

023

:00

Carg

abili

dad

[%]

Horario [horas]



96


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].




02468

10121416

0:00

1:00

2:00

3:00

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023

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Pérd

idas

de

pote

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[kW

]

Horario [horas]



97



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%.




0,85

0,9

0,95

1

1,05

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015

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021

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023

:00

Carg

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[%]

Horario [horas]



98


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




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

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[kW

]

Horario [horas]



99









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.



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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Tens

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[pu]

Horario [horas]



100


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




020406080

100120140160180

0:00

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2:00

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4:00

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6:00

7:00

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011

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023

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011

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021

:00

22:0

023

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Pérd

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[kW

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Horario [horas]



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].






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%.



0,85

0,9

0,95

1

1,05

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023

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Tens

ión

[pu]

Horario [horas]



102



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




0102030405060708090

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023

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Pérd

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de

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[kW

]

Horario [horas]



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].









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.



0,85

0,9

0,95

1

1,05

1,1

0:00

1:00

2:00

3:00

4:00

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Tens

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[pu]

Horario [horas]



104



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




020406080

100120140160180

0:00

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021

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22:0

023

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Carg

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dad

[%]

Horario [horas]


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

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12:0

013

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015

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021

:00

22:0

023

:00Pé

rdid

as d

e po

tenc

ia [k

W]

Horario [horas]



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].






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

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019

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021

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22:0

023

:00

Tens

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[pu]

Horario [horas]



106




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




0102030405060708090

0:00

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3:00

4:00

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7:00

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019

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021

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22:0

023

:00

Carg

abili

dad

[%]

Horario [horas]


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

16:0

017

:00

18:0

019

:00

20:0

021

:00

22:0

023

:00Pérd

idas

de

pote

ncia

[kW

]

Horario [horas]



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].







alimentador. Además, entre esas horas los ESS almacenan energía. A pesar de ello, no hay ningún


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%.



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]



108



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


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]



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


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.


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.


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


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.


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


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%.


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


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]


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


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.


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


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:


121

Costos actuales: Costo unitario de inversión de 230 [USS/kWh]



Luego, los resultados obtenidos son los siguientes:


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


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.


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


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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