Revista Nueva Minería

El almacenamiento energético de más largo plazo mediante conversión de electricidad a hidrógeno o a otros derivados como el metano o el amoniaco, permitiría descarbonizar otros sectores de la economía, como el transporte, e incluso volver a Chile un exportador de dichos vectores energéticos.

Por Daniela Tapia
Revista NME
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Analistas coinciden en que es necesario gestionar la variabilidad instantánea del recurso eólico, así como las rampas de subida y bajada de la generación solar, por lo que los sistemas de almacenamiento se convierten en una herramienta útil y eficiente.

¿La razón? Por su rápida respuesta y adaptación, comparativamente con las actuales opciones, a cambios repentinos o programados de la combinación de oferta y demanda del sistema eléctrico.

En palabras de Mauro Henríquez, investigador del Centro de Desarrollo Energético Universidad de Antofagasta (CDEA), varias de las tecnologías desarrolladas en el mundo, tales como bombeo de agua, baterías electroquímicas de litio (BESS), sistemas de almacenamiento con sales fundidas (TES) y algunas otras, son sistemas maduros y funcionan.

En América Latina, Chile ha implementado la mayor proporción de capacidad de almacenamiento eléctrico, transformándose en un referente regional.

Aunque en opinión de Héctor Chávez, director del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Usach, aún se observa una brecha en su desarrollo respecto a otros actores internacionales de primera línea, lo cual contrasta con el interés del sector público y privado de propiciar esta alternativa.

Por su parte, Luis Gutiérrez, académico de la Facultad de Ingeniería y Ciencias de la Universidad Adolfo Ibáñez, señala en este contexto que la incorporación del almacenamiento energético en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) no solo es factible, sino que se vuelve técnicamente necesaria para sostener el crecimiento de la generación solar y eólica a la tasa que se ha visto en la última década, pasando de representar de casi 0% a un 35% de la capacidad instalada en el SEN.

Según el análisis del académico, BloombergNEF indica que la “curva pato” en Chile se hará más pronunciada, debido a la incorporación de nuevos proyectos solares y las restricciones en transmisión.

“Es justo aquí donde el almacenamiento puede jugar un rol clave, ayudando a aliviar congestiones en las redes de transmisión, lo que permite utilizar de mejor manera las instalaciones existentes y la generación renovable disponible, que de otra forma podría terminar siendo recortada. Este mejor manejo de las redes puede resultar también en posponer o incluso, reemplazar nuevos proyectos de transmisión”, sostiene.

Otro punto relevante que Gutiérrez menciona es que el almacenamiento energético de más largo plazo mediante conversión de electricidad a hidrógeno o a otros derivados como el metano o el amoniaco, permitiría descarbonizar otros sectores de la economía, como el transporte e incluso volver a Chile un exportador de dichos vectores energéticos dado el alto potencial de generación renovable en el país (2.375 GW, según la versión preliminar de la Planificación Energética de Largo Plazo 2021).

Proyectos en carpeta

A la fecha, hay 64 MW de almacenamiento operando en el SEN en base a baterías, con 52, 10 y 2 MW en las regiones de Antofagasta, Metropolitana y Arica y Parinacota, respectivamente.

Destaca, en este escenario, la primera central de concentración solar de Latinoamérica, Cerro Dominador, la cual fue recientemente inaugurada y que permite un suministro de 110 MW con 17,5 horas de almacenamiento térmico.

Dentro de los proyectos que durante este 2021 fueron indicados como en construcción por la Comisión Nacional de Energía (CNE), destaca una iniciativa de Andes Solar SpA que consiste en un BESS de 112 MW, complementando un sistema de generación solar, y que se transformará en el BESS más grande de América Latina.

“Este BESS de 5 horas de almacenamiento tiene la función de permitir la inyección de energía en períodos donde no hay radiación solar. También cabe resaltar un interesante proyecto de Liquid Air Energy Storage, que la empresa Highview Enlasa está proyectando en el sector de Diego de Almagro”, añade el académico Héctor Chávez.

Respecto a este último punto, el profesional releva que estas iniciativas utilizan sistemas de enfriamiento para lograr la licuefacción de aire, proceso del cual se obtiene gran cantidad de calor.

“Una vez que se decide utilizar la energía almacenada, el aire es recalentado con el calor que ha sido almacenado en sales fundidas, con lo cual el aire vuelve a su volumen natural 700 veces mayor que aquel del aire líquido. Mediante esta vía se obtiene aire a una gran presión para generar electricidad en una turbina. Este proyecto de 50 MW y 10 horas de almacenamiento es una interesante alternativa a los más tradicionales BESS”, puntualiza.

¿Cuánto se ha avanzado en aspectos regulatorios? ¿Qué hace falta? Para el docente de la U. Adolfo Ibáñez ha habido avances regulatorios sobre el arbitraje de sistemas de almacenamiento (comprar/cargar energía barata y vender/descargar cuando es más cara), lo que puede ayudar a reducir el costo marginal del sistema en horario caro.

Pero también cree que se debe avanzar en los otros roles que pueden adoptar estas tecnologías, particularmente reconociendo su capacidad de respuesta rápida para regular frecuencia en comparación a generadores síncronos que tradicionalmente han tomado ese papel.

“También es muy importante que se reconozca el valor de mitigar o reducir congestiones en transmisión y cómo aquello puede ahorrar costos en la expansión y operación del sistema. En lo práctico, es relevante avanzar en sistemas de calificación de proyectos por parte de la autoridad, con el fin de rescatar los atributos anteriormente mencionados, y que un sistema de almacenamiento podría participar proveyendo distintos servicios al sistema (no uno solo), como regulación rápida de frecuencia, arbitraje y mitigación de congestiones”, afirma Luis Gutiérrez.

Lineamientos trazados

En cuanto a los desafíos que le deparan a esta modalidad, Héctor Chávez indica que los retos son principalmente regulatorios en relación a los modelos de remuneración.

“Mientras no se tenga claridad sobre la manera que se debe remunerar las diversas funcionalidades de los sistemas de almacenamiento, no habrá certeza para los actores del sector respecto a participar o no en proyectos de esta área”, asegura.

Por su parte, el docente de la U. Adolfo Ibáñez plantea que un tema interesante es pensar en una política de segunda vida de baterías.

En España, por ejemplo, Acciona puso en servicio la primera planta piloto de almacenamiento renovable en base a baterías de segunda vida provenientes de vehículos eléctricos.

“El desafío que tendrá Chile al crecer en capacidad instalada de almacenamiento en baterías será buscar opciones de segunda vida para aquellas cuando ya no tengan la capacidad requerida en su aplicación original. Dichas baterías probablemente tendrán bastante vida útil remanente para otras aplicaciones de menor potencia como, por ejemplo, para mejorar el nivel de autoconsumo en industrias o comercio que adopten generación renovable, o mejorar la calidad de servicio en redes de distribución eléctrica”, comenta Gutiérrez.
También destaca el costo de las tecnologías como aspecto a considerar en futuros proyectos de esta naturaleza. Según indica BloombergNEF, el costo del almacenamiento en baterías ha caído un 89% en la última década, pasando de 1100 USD por kWh en 2010 a 137 USD por kWh en 2020.