[vc_row][vc_column][vc_column_text css=\”.vc_custom_1717774512288{margin-bottom: 45px !important;}\”]Potencia y almacenamiento en baterías, los gigantes olvidados de nuestros Reguladores para Transmisión vs Penetración Renovables
De qué sirve otorgar contratos a los inversionistas de ER que cuentan con Concesiones Definitivas, pero que el SENI no cuenta con disponibilidad en las redes de Transmisión para interconectar estos proyectos, ¿tiene esto algún sentido? La respuesta simple es que NO.
Mas de una comisión, como la Comisión Interinstitucional en 2018 compuesta por el MEM, la CNE, la SIE, la otrora CDEEE y la ETED. Así como más de una vez, Eje. Consultoría Tetra-Tech 2021-0202, se ha recomendado y hacer los aprestos regulatorios y administrativos para realizar una licitación para explotar los proyectos potenciales con posibilidades de interconectarse inmediatamente al SENI, así como, habilitar MW adicionales que se lograrían liberando líneas a 138kv que actualmente se operan a 69kv, lo que se lograría con poca inversión. Lo que no es limitativo para aquellos inversionistas que se interesen en construir las líneas de transmisión necesarias para su interconexión al SENI, a sabiendas que esta alternativa no es de corto plazo, puesto que el diseño, presupuesto, financiación, obtener las servidumbres requeridas y la construcción, se toman varios años. Por lo que mientras, lo que no es recomendable ocurriera es que se otorguen PPA´s de manera directa a proyectos que no tienen posibilidad de interconectarse en el corto plazo y que no sean frutos de licitaciones realizadas por las Empresas Distribuidoras de Electricidad (EDE´s).
Lo anterior unido a que mientras estas nuevas líneas de transmisión ocurren, existe una herramienta ya en operación en muchos sistemas, como lo es el almacenamiento de energía en baterías o BESS por sus siglas en Ingles (Batery Energy Storage System) para la inyección y venta de energía para servicios auxiliares, es decir, para regular frecuencia en nuestras redes de transmisión. Debido a que como es de conocimiento de todos, las Energías Renovables (ER) son inestables por su propia naturaleza, pues ni el viento sopla cuando la demanda lo requiere ni el sol irradia cuando a veces esa misma demanda mas lo necesita. Por lo que las ER generan una situación que, por su propia naturaleza, ellas no lo pueden resolver. Recordemos que la Energía Eléctrica se rige por leyes físicas, aunque para su comercialización y sus transacciones económicas se les hayan aplicado Reglas de Mercado.
Debido a lo anterior cuando por nubes, lluvia o falta de viento un proyecto Solar o Eólico baja de, por eje. 50 MW a 0 MW en milisegundos. Estos MW desaparecen del Sistema por el lado de la oferta, pero no por el lado de la demanda en donde sigue existiendo su necesidad y requiriéndose en tiempo real. Ante lo que el operador de la red de transmisión. En este caso. El Centro de Control de Despacho, perteneciente a la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), se ve en la disyuntiva tripartita de; llamar 50 MW (para seguir el eje. anterior) por el lado de la oferta a generadores térmicos; o deslastrar demanda (apagar circuitos por el equivalente a 50 MW) para poder mantener la frecuencia de sistema de transmisión (ósea, las carreteras por donde se transporta la electricidad), por último, todo lo anterior para poder nivelar la frecuencia debe hacerlo en cuestión de dos, tres o cuatro minutos para no tener que sacar circuitos de distribución (apagones), o bajar carga por el lado de los generadores. Pues sino se le puede ir toda una zona o el sistema, si la salida intempestiva de MWs renovables es muy grande. Con un ingrediente, que no todas las tecnologías de plantas de generación eléctricas térmicas responden igual en tiempo y forma para estos fines (Par estos fines, mientras más rápido mejor).
Por eje. Plantas de ciclo combinado a toda capacidad, como normalmente estan pues son plantas 24/7 de generación de base, pueden en cuestión de segundos entrar o retirar bloques de 20 MW, 30 MW o 40 MW. Mientras que las plantas con motores (grupo de motores reciprocantes separados) en base a petróleo o incluso a Gas Natural, para esos mismo 20 MW, 30 MW o 40 MW toman varios minutos, muchas veces mas de 3 o 4 minutos ideales para la necesaria y rápida regulación de frecuencia. Por lo que el “timing” de estos últimos no resuelve apropiadamente la situación. Y, por otra parte, cuando se trata de subir carga, Las plantas de Generación de Ciclo Combinados, muchísimas veces estan al máximo de su capacidad y no pueden casos puntuales.
La solución del almacenamiento de energía en baterías para Regulación Frecuencia para Red de Transmisión vs las Resoluciones natimuertas CNE AD-0003-2023 y CNE AD 0004- 2023.
Como preámbulo al centro de esta parte del artículo y para poder explicar su consonancia con el título de esta sección. Es de rigor hacer el siguiente preámbulo contextualizando a nivel internacional esto, que es una situación mundial, con sus mayores o menores bemoles por regiones y países.
El sistema eléctrico de potencia -o la red eléctrica de alta tensión- es uno de los inventos más sorprendentes de la humanidad. Cuando la Academia Nacional de Ingeniería de los Estados Unidos ranqueó los inventos más importantes del siglo XX, el número uno en esa lista fue el sistema de energía eléctrica.
No habrá transición energética sin redes de transmisión eléctrica robustas. La infraestructura de transmisión en alta tensión es fundamental para permitir la migración hacia las energías renovables, y al mismo tiempo garantizar una energía segura, confiable, asequible y sostenible para los usuarios. Actualmente, a nivel mundial, están operativas cerca de 80 millones de kilómetros de redes de transmisión.
Un reporte del 2017 de la Sociedad Americana de Ingenieros Civiles «ASCE»1muestra que la mayoría de las líneas de transmisión y distribución «T&D» en los Estados Unidos se construyeron en las décadas de 1950 a 1970, con una esperanza de vida de 50 años. Por lo tanto, esta infraestructura envejecida no fue diseñada para satisfacer la demanda actual, ni con la suficiente resiliencia como para poder soportar los eventos climáticos severos que ocurren.
Además, cuando las líneas no pueden transmitir toda su potencia, se producen restricciones, que son reducciones forzadas conocidas como “curtailment” o vertimiento. Es cuando los generadores enfrentan el riesgo de que, una vez conectados a la red, no puedan inyectar toda la potencia generada debido a dichos condicionamientos y su facturación se resiente.
Dado que las redes de transporte se dejaron de construir en simultáneo con la incorporación de nueva capacidad, rápidamente se saturó el sistema eléctrico. Debido a ello, no puede mantenerse al día con las demandas modernas de los generadores y consumidores de electricidad y maximizar el ingreso de importantes volúmenes de solar y eólica. Esto sumado a la rigidez de los operadores de red para la conexión de los proyectos.
Como resultado, en muchos países. Y la Republica Dominicana tampoco es la excepción. La congestión crónica de la red y la disponibilidad limitada de capacidad de transmisión están obligando a que los proyectos presentados queden en cola de espera de capacidad de nodo de interconexión, y algunos quizás nunca lleguen a construirse. Por otro lado, los que ya están operativos no pueden evacuar toda su generación y sufren permanentes restricciones de despacho, deteriorando su rentabilidad y no ayudando a disminuir los costos de electricidad para los usuarios.
Esto representa un desafío cada vez mayor para los desarrolladores de proyectos de energías verdes, lo que ralentiza la integración de recursos limpios y baratos en la red de transmisión y/o de alta tensión. Por ello, los reguladores y encargados de formular políticas energéticas deberían priorizar la revisión de la interconexión de generadores renovables y la optimización de la transmisión vía mecanismos como el BESS, es decir, el almacenamiento de energía en baterías, pero por sus siglas en Ingles (Batery Energy Storage System) para la inyección y venta de energía para servicios auxiliares, es decir, para regular frecuencia en nuestras redes de transmisión.
La procrastinación, por falta de recursos, respecto a la construcción de nuevas líneas de transmisión indefectiblemente aumentará el costo de la electricidad a corto y mediano plazo en general, pues esa volatilidad de las ER unida al congestionamiento de nuestro sistema de transmisión, obligará al despacho de energía térmica de respaldo que encarece el costo marginal de energía en muchos momentos. A menos que cuanto antes entren en funcionamiento proyectos de mitigación como por eje. Los Sistemas BESS, mientras las futuras líneas de transmisión vayan construyéndose. Un proceso, que si o si tomara años, aún y cuando la ETED (Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana) tuviese el dinero para dichas inversiones en estos momentos.
En tal sentido la Resolución de la CNE-AD-0003-2023, en su artículo 33. Establece dos opciones a ser consideradas para el funcionamiento del sistema BESS en nuestro SENI: RV: y Cito:
Almacenamiento acción rápida (corta duración).
Almacenamiento de larga duración.
Visualizamos que el almacenamiento de acción rápida será viable en la medida en que se actualice la regulación y se reconozca el pago de servicios complementarios a este tipo de facilidades.
RV: Fin de la cita
Pero no indica ni da la señal de precio puntual necesaria para este servicio acción rápida o corta duración (el BESS por eje.) dejando implícito que será un tomador de precios, ósea, del Costo marginal de energía o Spot vigente en cada momento. Amparándose para no indicar un precio el que la Ley # 125-01 y su Reglamento de aplicación, no menciona tal posibilidad. Aquí.es de rigor hay que recordar que esta Ley #125-01 y su Reglamento antes indicados son del año 2001 (22 años atrás) sujetos a otra realidad y sin estar disponibles estas tecnologías como a los que nos referimos, de manera costo-eficiente. Y, por otra parte, en rigor también recordar a la CNE junto a la SIE de algo que quizás se olvidan, y que en este contexto es lo más importante contemplado en toda Regulación, como la vigente, y es que, ante lo imprevisto, el Regulador debe Accionar. Pues ni la demanda ni la inestabilidad en operación del Sistema (SENI) se sientan a esperar que el legislador y las autoridades se tomen su tiempo para modificar artículos, con la celeridad que la realidad, regida por leyes físicas. Demanda.
Por último, la Resolución de la CNE-AD-0004-2023 para las Condiciones de Tramitación para Concesiones BESS Capitulo V. 28 i), ii), iii) y iv). Y Capitulo VI. Art. 30 y 31. En particular este último Artículo 31, junto al Articulo 33 del Capitulo V son la que matan la posible gallina de los huevos de oro. Es decir. Me refiero a cercenar la señal económica para que haya la inversión pronto y rentable para el Almacenamiento de Energía en Baterías o BESS para la venta de servicios auxiliares a la Red, que es lo único que garantiza que sea viable y lógico destinar $ para ello, lo que además es físicamente vital para la operación del sistema, en lo que dentro de unos 5 o 6 años entre toda esa energía de base en Ciclo Combinado ya licitada, y en otros casos en construcción..
Por último. Como ya se mencionó anteriormente, ningún país o región se desarrolla o crece si no hay desarrollo de energía. Para colmo, no se puede seguir incorporando gigawatts (GWs) de potencia si no se puede transportar y programar su despacho en forma confiable y sin intermitencias. Ambos temas deben ir de la mano.[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row]