Almacenamiento de energía por bombeo (hydro-pumped storage) en el marco regulatorio chileno.
Loading...
Date
2014
Authors
Journal Title
Journal ISSN
Volume Title
Publisher
Abstract
La inclusión de generación renovable intermitente requiere medios adicionales de flexibilidad en los sistemas eléctricos de potencia. El almacenamiento de energía por bombeo (HPS) se plantea como una posible solución para la integración a gran escala de generación solar fotovoltaica en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) de Chile. En esta tesis, se realiza una evaluación sobre los potenciales beneficios que esta tecnología de almacenamiento podría ofrecer en el SING, para lo cual se definen modelos de negocio y esquemas de operación. Sin embargo, para realizar los cálculos sobre los beneficios económicos de esta tecnología, es necesario modelar la intermitencia de la generación renovable tanto en la operación de corto plazo como en la planificación a largo plazo de los sistemas eléctricos. Con el fin de abordar lo discutido anteriormente, se formula y desarrolla una metodología con la cual se simula la operación del SING ante la inclusión de gran escala de generación solar fotovoltaica y generación eólica, así como también sistemas de almacenamiento de energía. Los resultados indican que la generación renovable evita el uso de combustible como el carbón (US$40/MWh) y gas natural (US$90/MWh), pero exige el uso de unidades de respaldo, encareciendo la operación del sistema. Para el año 2018, por cada MWh de generación renovable se evitan en promedio US$39,62 por el menor uso de combustible, lo que indica que se reemplaza el combustible más económico del sistema y además se utilizan recursos de mayor costo (centrales diésel y turbinas a gas en ciclo abierto).
Esto por supuesto que no es favorable para el ingreso de estas tecnologías intermitentes. Además, los resultados también indican que el factor de planta de las unidades base a carbón es reducido en 8,6%, lo cual incrementa en US$3/MWh el costo levelizado de las unidades a carbón. Si este costo fuese atribuido a la generación intermitente, significa un costo indirecto de US$21,08 por cada MWh de generación ERNC. Por otro lado, el uso de sistemas de HPS ayuda a controlar la intermitencia, ya que permite un mejor uso de los recursos de menor costo (carbón) a expensas de utilizar menos combustible de alto costo (i.e. GNL y diésel). Esto ayuda a controlar los efectos anteriormente discutidos. Finalmente, en esta tesis se desarrolla un modelo de planificación de largo plazo denominado MOPRA (Modelo de operación y planificación incluyendo renovables y almacenamiento), que incluye los aspectos operacionales de corto plazo. Los resultados de este modelo indican que la inclusión de unidades de HPS es económica para el sistema en un escenario de integración a gran escala de generación intermitente.
Como aporte novedoso, se calculan las externalidades asociadas a la generación solar fotovoltaica. Así también se evalúa su cambio ante la presencia de unidades de HPS. Finalmente, se analiza la aplicación de ley de fomento a las ERNC (Ley 20/25) en el SING, y se concluye que si esta ley fuese cumplida por este sistema en forma individual, este enfrentará serios desafíos en su mercado eléctrico, así como también un mayor precio de la energía. Los mayores desafíos regulatorios se explican por la insuficiencia de las señales de precio existente e incertidumbre en la operación. Esto dificulta el financiamiento y desarrollo de unidades de HPS, lo cual no se condice con los beneficios que estas pueden otorgar al sistema. Para hacer frente a esto, se realizan propuestas para el ajuste de la regulación chilena.
Description
Tesis (Magíster en Ciencias de la Ingeniería)--Pontificia Universidad Católica de Chile, 2014