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La factibilidad de instalar baterías de almacenamiento en hidroeléctricas de pasada

Varias son las ventajas que aprecia Claudia Rahmann, académica del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile, en torno a los sistemas de baterías para almacenar energía en las instalaciones de centrales hidroeléctricas de pasada, la cual actualmente está desarrollando AES Gener en la central Alfalfal I, en la zona del Cajón del Maipo.

Este proyecto, conocido como Virtual Dam, busca complementar el aporte de energía desde esta central, por lo que contempla 10 MW de potencia instalada en baterías de ion litio, las cuales tienen la capacidad de suministrar electricidad por cinco horas, equivalente al suministro de unos 4.000 hogares.

Según Rahmann, esta aplicación tiene una factibilidad técnica que hs sido resuelta ya a nivel técnico, mientras que a nivel comercial presenta más de un beneficio.

A su juicio, ¿existe un complemento técnico entre los sistemas de baterías y la hidroelectricidad de pasada?
Dado que las centrales hidroeléctricas de pasada no tienen capacidad de almacenamiento de agua, este tipo de centrales debe aceptar el caudal de agua disponible en el río «tal como llegue», aceptando las variaciones del caudal entre estaciones. Si por temas de capacidad de las turbinas no es posible captar todo el caudal de agua, el agua «sobrante» debe ser vertida, es decir, se pierde en términos de energía eléctrica. El hecho de que la generación dependa fuertemente del recurso hídrico disponible tiene varios efectos. Desde la perspectiva sistémica, no pueden apoyar en la mantención del balance entre carga y generación, es decir, no pueden participar de la regulación de frecuencia.

¿Qué viabilidad económica puede tener este tipo de proyecto?

En caso que estas centrales vendan energía en el mercado spot, sus ingresos quedan determinados por la correlación horaria existente entre la disponibilidad del recurso hídrico y el precio spot, el cual tiene un alto nivel de incertidumbre. En el contexto anterior, la operación conjunta de una central hidroeléctrica de pasada con un sistema de almacenamiento en base a baterías presenta grandes ventajas, como mitigar la incertidumbre asociada al recurso hídrico. De esta forma, la central de pasada puede participar en la regulación de frecuencia del sistema, firmar contratos menos restringidos y/o aumentar sus ingresos en el mercado Spot inyectando potencia en horas de precios altos y disminuyendo su inyección en horas de precios bajos.

Por otro lado, el poder apoyar la generación de centrales hidroeléctricas de pasada con un sistema de baterías, también debería ser una alternativa económicamente atractiva. En el caso de los servicios complementarios, la inversión en baterías para regulación de frecuencia será económicamente atractiva en la medida que el mercado esté bien diseñado, incentivando la participación en la regulación de frecuencia. En el caso de contratos y/o ventas en el mercado Spot, incorporar baterías también debería ser atractivo económicamente en la medida que el proyecto involucre un estudio detallado de los requerimientos técnicos considerando las incertidumbres asociadas.

¿Cuál es la factibilidad técnica de instalar sistemas de baterías en centrales hidroeléctricas de pasada?
Hoy en día la factibilidad técnica de instalar sistemas de baterías como complemento de centrales de generación sin capacidad de regulación es un tema resuelto. Para esto existen varias tecnologías de baterías disponibles en el mercado, algunas de las cuales ya están maduras y otras se encuentran en proceso de maduración.

¿Cómo entraría a operar esta tecnología de baterías en este tipo de centrales desde un punto de vista técnico?
La operación dependerá del esquema elegido. Si se desea participar en el mercado de servicios complementarios mediante regulación de frecuencia, las baterías deberán estar constantemente preparadas para inyectar o consumir potencia dependiendo del caudal de agua y las necesidades del sistema. Esto se logra mediante un control coordinado que considere la capacidad de generación de las turbinas hidráulicas dado el caudal de agua existente, el estado de carga de las baterías y los requerimientos de regulación de frecuencia que tenga el sistema. En términos simples, el control debe ser tal que permita a la central hidroeléctrica cumplir los requerimientos de regulación (aumento o disminución de la potencia inyectada a la red), minimizando el vertimiento de agua y asegurando la correcta operación de las baterías. Por ejemplo, si el caudal es muy grande y la capacidad de las turbinas no es suficiente para captar todo el caudal, el agua “sobrante” debería usarse para cargar las baterías y evitar así el vertimiento. Por el contrario, si el caudal de agua es insuficiente para que las turbinas hidráulicas de la central cumplan con un requerimiento de aumento de potencia, entonces las baterías deberán descargarse para inyectar potencia a la red y permitir así que la central hidráulica cumpla con el requerimiento.

¿Qué rol podrían jugar las baterías con electrónica de potencia con la realidad particular que tiene en generación una central hidroeléctrica de pasada?
Los equipos conectados a la red mediante electrónica de potencia, como es el caso de las baterías, tienen la ventaja de tener tiempos de respuesta muy rápidos, mucho mayores que los que tienen las centrales convencionales en base a generación sincrónica. De esta forma, su inserción en los sistemas eléctricos puede contribuir a mejorar notoriamente el proceso de regulación de frecuencia.

¿Cuáles son los desafíos técnicos de la tecnología de baterías con estos proyectos hidroeléctricos?
Creo que dentro de los desafíos está el definir la tecnología de batería más adecuada en función de las necesidades técnicas que involucre el proyecto. Concretamente, la vida útil de las baterías depende fuertemente del modo de operación que éstas tengan. Un mal uso de las baterías en términos de descargas muy rápidas o muy profundas, pueden disminuir significativamente la vida útil de las baterías y por ende la rentabilidad del proyecto. Si bien la vida útil de distintos tipos de baterías en función de sus modos de operación es un tema que ha sido ampliamente investigado en los últimos años, aún quedan preguntas sin ser respondidas.

La factibilidad de instalar baterías de almacenamiento en hidroeléctricas de pasada

La factibilidad de instalar baterías de almacenamiento en hidroeléctricas de pasada

Varias son las ventajas que aprecia Claudia Rahmann, académica del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile, en torno a los sistemas de baterías para almacenar energía en las instalaciones de centrales hidroeléctricas de pasada, la cual actualmente está desarrollando AES Gener en la central Alfalfal I, en la zona del Cajón del Maipo.

Este proyecto, conocido como Virtual Dam, busca complementar el aporte de energía desde esta central, por lo que contempla 10 MW de potencia instalada en baterías de ion litio, las cuales tienen la capacidad de suministrar electricidad por cinco horas, equivalente al suministro de unos 4.000 hogares.

Según Rahmann, esta aplicación tiene una factibilidad técnica que hs sido resuelta ya a nivel técnico, mientras que a nivel comercial presenta más de un beneficio.

A su juicio, ¿existe un complemento técnico entre los sistemas de baterías y la hidroelectricidad de pasada?
Dado que las centrales hidroeléctricas de pasada no tienen capacidad de almacenamiento de agua, este tipo de centrales debe aceptar el caudal de agua disponible en el río «tal como llegue», aceptando las variaciones del caudal entre estaciones. Si por temas de capacidad de las turbinas no es posible captar todo el caudal de agua, el agua «sobrante» debe ser vertida, es decir, se pierde en términos de energía eléctrica. El hecho de que la generación dependa fuertemente del recurso hídrico disponible tiene varios efectos. Desde la perspectiva sistémica, no pueden apoyar en la mantención del balance entre carga y generación, es decir, no pueden participar de la regulación de frecuencia.

¿Qué viabilidad económica puede tener este tipo de proyecto?

En caso que estas centrales vendan energía en el mercado spot, sus ingresos quedan determinados por la correlación horaria existente entre la disponibilidad del recurso hídrico y el precio spot, el cual tiene un alto nivel de incertidumbre. En el contexto anterior, la operación conjunta de una central hidroeléctrica de pasada con un sistema de almacenamiento en base a baterías presenta grandes ventajas, como mitigar la incertidumbre asociada al recurso hídrico. De esta forma, la central de pasada puede participar en la regulación de frecuencia del sistema, firmar contratos menos restringidos y/o aumentar sus ingresos en el mercado Spot inyectando potencia en horas de precios altos y disminuyendo su inyección en horas de precios bajos.

Por otro lado, el poder apoyar la generación de centrales hidroeléctricas de pasada con un sistema de baterías, también debería ser una alternativa económicamente atractiva. En el caso de los servicios complementarios, la inversión en baterías para regulación de frecuencia será económicamente atractiva en la medida que el mercado esté bien diseñado, incentivando la participación en la regulación de frecuencia. En el caso de contratos y/o ventas en el mercado Spot, incorporar baterías también debería ser atractivo económicamente en la medida que el proyecto involucre un estudio detallado de los requerimientos técnicos considerando las incertidumbres asociadas.

¿Cuál es la factibilidad técnica de instalar sistemas de baterías en centrales hidroeléctricas de pasada?
Hoy en día la factibilidad técnica de instalar sistemas de baterías como complemento de centrales de generación sin capacidad de regulación es un tema resuelto. Para esto existen varias tecnologías de baterías disponibles en el mercado, algunas de las cuales ya están maduras y otras se encuentran en proceso de maduración.

¿Cómo entraría a operar esta tecnología de baterías en este tipo de centrales desde un punto de vista técnico?
La operación dependerá del esquema elegido. Si se desea participar en el mercado de servicios complementarios mediante regulación de frecuencia, las baterías deberán estar constantemente preparadas para inyectar o consumir potencia dependiendo del caudal de agua y las necesidades del sistema. Esto se logra mediante un control coordinado que considere la capacidad de generación de las turbinas hidráulicas dado el caudal de agua existente, el estado de carga de las baterías y los requerimientos de regulación de frecuencia que tenga el sistema. En términos simples, el control debe ser tal que permita a la central hidroeléctrica cumplir los requerimientos de regulación (aumento o disminución de la potencia inyectada a la red), minimizando el vertimiento de agua y asegurando la correcta operación de las baterías. Por ejemplo, si el caudal es muy grande y la capacidad de las turbinas no es suficiente para captar todo el caudal, el agua “sobrante” debería usarse para cargar las baterías y evitar así el vertimiento. Por el contrario, si el caudal de agua es insuficiente para que las turbinas hidráulicas de la central cumplan con un requerimiento de aumento de potencia, entonces las baterías deberán descargarse para inyectar potencia a la red y permitir así que la central hidráulica cumpla con el requerimiento.

¿Qué rol podrían jugar las baterías con electrónica de potencia con la realidad particular que tiene en generación una central hidroeléctrica de pasada?
Los equipos conectados a la red mediante electrónica de potencia, como es el caso de las baterías, tienen la ventaja de tener tiempos de respuesta muy rápidos, mucho mayores que los que tienen las centrales convencionales en base a generación sincrónica. De esta forma, su inserción en los sistemas eléctricos puede contribuir a mejorar notoriamente el proceso de regulación de frecuencia.

¿Cuáles son los desafíos técnicos de la tecnología de baterías con estos proyectos hidroeléctricos?
Creo que dentro de los desafíos está el definir la tecnología de batería más adecuada en función de las necesidades técnicas que involucre el proyecto. Concretamente, la vida útil de las baterías depende fuertemente del modo de operación que éstas tengan. Un mal uso de las baterías en términos de descargas muy rápidas o muy profundas, pueden disminuir significativamente la vida útil de las baterías y por ende la rentabilidad del proyecto. Si bien la vida útil de distintos tipos de baterías en función de sus modos de operación es un tema que ha sido ampliamente investigado en los últimos años, aún quedan preguntas sin ser respondidas.

La factibilidad de instalar baterías de almacenamiento en hidroeléctricas de pasada

La factibilidad de instalar baterías de almacenamiento en hidroeléctricas de pasada

Varias son las ventajas que aprecia Claudia Rahmann, académica del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile, en torno a los sistemas de baterías para almacenar energía en las instalaciones de centrales hidroeléctricas de pasada, la cual actualmente está desarrollando AES Gener en la central Alfalfal I, en la zona del Cajón del Maipo.

Este proyecto, conocido como Virtual Dam, busca complementar el aporte de energía desde esta central, por lo que contempla 10 MW de potencia instalada en baterías de ion litio, las cuales tienen la capacidad de suministrar electricidad por cinco horas, equivalente al suministro de unos 4.000 hogares.

Según Rahmann, esta aplicación tiene una factibilidad técnica que hs sido resuelta ya a nivel técnico, mientras que a nivel comercial presenta más de un beneficio.

A su juicio, ¿existe un complemento técnico entre los sistemas de baterías y la hidroelectricidad de pasada?
Dado que las centrales hidroeléctricas de pasada no tienen capacidad de almacenamiento de agua, este tipo de centrales debe aceptar el caudal de agua disponible en el río «tal como llegue», aceptando las variaciones del caudal entre estaciones. Si por temas de capacidad de las turbinas no es posible captar todo el caudal de agua, el agua «sobrante» debe ser vertida, es decir, se pierde en términos de energía eléctrica. El hecho que la generación dependa fuertemente del recurso hídrico disponible tiene varios efectos. Desde la perspectiva sistémica, no pueden apoyar en la mantención del balance entre carga y generación, es decir, no pueden participar de la regulación de frecuencia.

¿Qué viabilidad económica puede tener este tipo de proyecto?

En caso que estas centrales vendan energía en el mercado spot, sus ingresos quedan determinados por la correlación horaria existente entre la disponibilidad del recurso hídrico y el precio spot, el cual tiene un alto nivel de incertidumbre. En el contexto anterior, la operación conjunta de una central hidroeléctrica de pasada con un sistema de almacenamiento en base a baterías presenta grandes ventajas, como mitigar la incertidumbre asociada al recurso hídrico. De esta forma, la central de pasada puede participar en la regulación de frecuencia del sistema, firmar contratos menos restringidos y/o aumentar sus ingresos en el mercado Spot inyectando potencia en horas de precios altos y disminuyendo su inyección en horas de precios bajos.

Por otro lado, el poder apoyar la generación de centrales hidroeléctricas de pasada con un sistema de baterías, también debería ser una alternativa económicamente atractiva. En el caso de los servicios complementarios, la inversión en baterías para regulación de frecuencia será económicamente atractiva en la medida que el mercado esté bien diseñado, incentivando la participación en la regulación de frecuencia. En el caso de contratos y/o ventas en el mercado Spot, incorporar baterías también debería ser atractivo económicamente en la medida que el proyecto involucre un estudio detallado de los requerimientos técnicos considerando las incertidumbres asociadas.

¿Cuál es la factibilidad técnica de instalar sistemas de baterías en centrales hidroeléctricas de pasada?
Hoy en día la factibilidad técnica de instalar sistemas de baterías como complemento de centrales de generación sin capacidad de regulación es un tema resuelto. Para esto existen varias tecnologías de baterías disponibles en el mercado, algunas de las cuales ya están maduras y otras se encuentran en proceso de maduración.

[VEA TAMBIÉN: Más de 60 MW de capacidad instalada tiene el almacenamiento de energía en Chile]

¿Cómo entraría a operar esta tecnología de baterías en este tipo de centrales desde un punto de vista técnico?
La operación dependerá del esquema elegido. Si se desea participar en el mercado de servicios complementarios mediante regulación de frecuencia, las baterías deberán estar constantemente preparadas para inyectar o consumir potencia dependiendo del caudal de agua y las necesidades del sistema. Esto se logra mediante un control coordinado que considere la capacidad de generación de las turbinas hidráulicas dado el caudal de agua existente, el estado de carga de las baterías y los requerimientos de regulación de frecuencia que tenga el sistema. En términos simples, el control debe ser tal que permita a la central hidroeléctrica cumplir los requerimientos de regulación (aumento o disminución de la potencia inyectada a la red), minimizando el vertimiento de agua y asegurando la correcta operación de las baterías. Por ejemplo, si el caudal es muy grande y la capacidad de las turbinas no es suficiente para captar todo el caudal, el agua “sobrante” debería usarse para cargar las baterías y evitar así el vertimiento. Por el contrario, si el caudal de agua es insuficiente para que las turbinas hidráulicas de la central cumplan con un requerimiento de aumento de potencia, entonces las baterías deberán descargarse para inyectar potencia a la red y permitir así que la central hidráulica cumpla con el requerimiento.

¿Qué rol podrían jugar las baterías con electrónica de potencia con la realidad particular que tiene en generación una central hidroeléctrica de pasada?
Los equipos conectados a la red mediante electrónica de potencia, como es el caso de las baterías, tienen la ventaja de tener tiempos de respuesta muy rápidos, mucho mayores que los que tienen las centrales convencionales en base a generación sincrónica. De esta forma, su inserción en los sistemas eléctricos puede contribuir a mejorar notoriamente el proceso de regulación de frecuencia.

¿Cuáles son los desafíos técnicos de la tecnología de baterías con estos proyectos hidroeléctricos?
Creo que dentro de los desafíos está el definir la tecnología de batería más adecuada en función de las necesidades técnicas que involucre el proyecto. Concretamente, la vida útil de las baterías depende fuertemente del modo de operación que éstas tengan. Un mal uso de las baterías en términos de descargas muy rápidas o muy profundas, pueden disminuir significativamente la vida útil de las baterías y por ende la rentabilidad del proyecto. Si bien la vida útil de distintos tipos de baterías en función de sus modos de operación es un tema que ha sido ampliamente investigado en los últimos años, aún quedan preguntas sin ser respondidas.

Coordinador Eléctrico Nacional lanza portal con Sistema de Pronóstico de Caudales para centrales hidroeléctricas

Coordinador Eléctrico Nacional lanza portal con Sistema de Pronóstico de Caudales para centrales hidroeléctricas

El Coordinador Eléctrico Nacional lanzó un nuevo portal web que permitirá desplegar un nuevo Sistema de Pronóstico de Caudales (SPC) para las centrales hidroeléctricas de generación ubicadas en la zona centro-sur de Chile.

Según informó el organismo coordinador en su sitio web, «el SPC comenzó a utilizarse en la programación de la operación del Sistema Eléctrico Nacional en diciembre de 2018 y a la fecha ha permitido predecir con éxito el comportamiento de los caudales en régimen natural asociados a centrales hidroeléctricas».

En la plataforma es posible visualizar la información generada para 20 puntos de control correspondiente a las cuencas de los ríos Rapel (Región de O’Higgins), Maule (Región del Maule), Laja (Región del Biobío) y Chapo (Región de Los Lagos), zonas donde las centrales hidráulicas representan alrededor de 4.700 MW de capacidad instalada.

[VEA TAMBIÉN: Hidroelectricidad: Tiempo de adaptación]

De acuerdo al Coordinador Eléctrico Nacional, «actualmente se desarrolla una segunda etapa que considera 17 puntos de control en las cuencas de los ríos Aconcagua, Colorado (Aconcagua), Olivares, Colorado (Maipo), Cachapoal, Tinguiririca, Huanehue, Pilmaiquén y Duqueco, donde las centrales ubicadas en estas zonas representan alrededor de 1.300 MW de capacidad instalada».

El proyecto se diseñó en base a una metodología ad hoc al fenómeno hidrometeorológico nacional, considerando requerimientos que fueron definidos por el Coordinador. Al respecto, el SPC se basa en un modelo hidrológico físico de las cuencas, al que se suman modelos internacionales de pronósticos meteorológicos de temperatura y precipitaciones, así como la información meteorológica reciente de las estaciones de medición de la DGA.

«El SPC permite caracterizar la topología de cada cuenca y representar la incertidumbre meteorológica para mejorar la gestión de la energía de las centrales hidroeléctricas, contribuyendo de esta manera a la flexibilidad requerida para gestionar la operación de centrales de energía renovable variable de manera segura y económica», destacó el organismo.

AES Gener instalará sistemas de baterías en hidroeléctricas del Cajón del Maipo

Un sistema de almacenamiento energético a través de baterías de litio instalará AES Gener en el Cajón del Maipo, en la Región Metropolitana, para las operaciones de las centrales hidroeléctricas de pasada que tiene la empresa en la zona, con el objetivo de aportarles capacidad de regulación y además entregarle flexibilidad al sistema eléctrico.

Así lo informó Javier di Giorgio,  Chief Operating Officer de AES Sudamérica, en el marco de la segunda jornada de la ExpoERNC 2018, que realizan la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera A.G.) y Technopress, una empresa del Grupo Editorial Editec, donde se abordó el tema del almacenamiento de energía.

«En Chile queremos seguir siendo innovadores y estamos entrando en la etapa de licitación para tener baterías que puedan trabajar por cinco horas, que va a ser el más grande que tengamos en duración de baterías, que estará dentro de una hidroeléctrica de pasada, que están cerca de los centros de consumo, pero que no tienen capacidad de regulación, así que se nos ocurrió poner esta batería para que el Coordinador Eléctrico Nacional la lea como una hidroeléctrica que puede regular por cinco horas en los momentos en que el sistema lo necesita», explicó el ejecutivo.

Según di Giorgio, «la idea es instalar las baterías en las hidroeléctricas que tenemos cerca de Santiago y aportar de esa manera al sistema chileno, la capacidad de absorber mejor la intermitencia de las energías renovables no convencionales, solares y eólicas, dándole mayor flexibilidad al sistema, sin alterar los cursos de agua».

«Nosotros tenemos en el Cajón del Maipo cuatro centrales (hidroeléctricas) en operación, que son Queltehue, El Volcán, Los Maitenes y Alfalfal y la idea es empezar con estas centrales y en un futuro extenderla a la central Alto Maipo, que está en construcción», agregó.

El ejecutivo detalló a ELECTRICIDAD que la implementación de este proyecto será por etapas, con la instalación de baterías por un total de 10 MW, lo que estaría entrando en operaciones en 2019.

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Regulación

A juicio de di Giorgio, esta solución de baterías «puede otorgar múltiples soluciones, por lo que en ese sentido creemos que la regulación debe responder a la aplicación y no a la tecnología, porque si la batería está haciendo la conversión de una central hidroeléctrica de pasada con un reservorio, la idea es que esta sea remunerada como una central que tiene almacenamiento».

«Entonces, cuando venga la regulación de servicios complementarios y se pague también por regular frecuencia y tener servicios de rampa, también queremos que a esa batería se le pague por dar ese servicio, así es cómo estamos viendo la regulación», añadió di Giorgio.

Almacenamiento

En el módulo sobre almacenamiento de energía también expuso Jorge Moreno, director de la consultora Inodú, quien planteó que uno de los desafíos de la flexibilidad  es la necesidad de contar con una definición de flexibilidad en el sistema eléctrico local, junto con las escalas de tiempo en que debe operar y las distintas soluciones en que se pueden invertir.

De acuerdo a Patricio Molina, jefe del Área Eléctrica (s) de la Comisión Nacional de Energía (CNE), es necesario que «más que regular la tecnología, debemos preocuparnos del uso, porque la flexibilidad de alguna manera permite que las tecnologías puedan ser ocupadas en gran parte del sistema».

«Puntualmente, desde el punto de vista de la regulación, estamos centrados en entender el uso y quiénes son los beneficiarios y quiénes deben pagar, por lo que es una discusión que estamos madurando», añadió el personero.