Chile avanza en la habilitación de sistemas de almacenamiento BESS en el mercado de control de frecuencia, una medida que permitiría reducir los costos sistémicos y operativos del sistema eléctrico nacional.
De acuerdo con un estudio elaborado por AFRY, esta integración puede representar una disminución del 2,9% en los costos de operación y del 2,5% en los costos sistémicos, generando un beneficio sistémico dada la mayor disponibilidad de recursos.
“Las simulaciones muestran que la integración de los sistemas BESS lograrán proveer las reservas de control de frecuencia durante algunas horas, lo que permitirá contar con más recursos tecnológicos en el mercado spot, lo que gatilla una operación más económica, aunque los beneficios son limitados”, manifestó el senior consultant de AFRY, Jorge Hurtado, en diálogo con Energía Estratégica.
Durante la noche, cuando los precios marginales se elevan por la menor disponibilidad de recursos renovable, los sistemas BESS pueden liberar energía almacenada durante el día, cuando existe abundante producción solar y los precios son bajos. Este diferencial crea una oportunidad económica significativa para su participación.
Según las simulaciones realizadas por AFRY, los BESS sustituirán reservas de subida actualmente provistas por centrales de gas, con un menor impacto en unidades a carbón e hidráulicas. Su efecto se concentra especialmente en horarios no solares, como la noche y la mañana.
“Tener a los BESS habilitados reduce la operación fuera de mérito”, indicó Hurtado, quien aclaró que aunque el beneficio neto es acotado, es tangible. La reducción en sobrecostos se estima en MMUSD 19, aunque también se introduce un nuevo cargo: el “Costo Oportunidad BESS”, estimado en MMUSD 10 para el 2026 proyectado.
En Chile, los mercados de energía y reservas son co-optimización, lo que quiere decir que el despacho de centrales debe ser capaz de proveer la demanda y definir las centrales que darán las reservas, todo asegurando el mínimo costo. En este contexto, si los BESS son capaces, o no, de dar reservas obedece al resultado de dicha co-optimización.
Además, ya se encuentra en marcha una versión definitiva de la norma que define la metodología de remuneración de BESS en el mercado de servicios complementarios.
“Hay temas que no están definidos hoy en la norma y se tendrán que ir puliendo”, subrayó el consultor, quien destaca la urgencia de avanzar,
“Hoy la norma no reconoce que un BESS que deja de ser cargado por instrucciones del CEN, sea considerado como reserva de control de frecuencia de subida, lo que podría ser teóricamente una reserva tan válida como la que presta un generador que inyecta potencia, ya que de ambas formas se contribuye al balance de oferta y demanda”, destacó el ejecutivo de AFRY, abriendo la puerta a un enfoque más dinámico en la operación del sistema.
La Comisión Nacional de Energía (CNE) ha definido una metodología para remunerar la participación de los BESS en servicios complementarios. Esta es básicamente remunerar el costo de oportunidad de haber participado en el mercado de energía, lo que se sumaría un concepto por desgaste, mantenimiento y habilitación, aunque estos valores son bastante reducidos (cercano a USD 2/MWh). “Será muy importante pensar si la regulación realmente incentiva a los sistemas BESS a habilitarse en este mercado”, señaló Hurtado.
Futuras licitaciones e incentivos
Meses atrás, el Coordinador Eléctrico de Chile proyectó nuevas licitaciones de servicios complementarios, para fortalecer el sistema con proyectos de control de frecuencia, e incorporando atributos que podrían ser cubiertos por sistemas BESS.
No obstante, Hurtado advirtió que se requiere avanzar en robustecer y dar más confiabilidad al sistema. Además, bajo su mirada, el mercado de SSCC en Chile (dejando fuera ciertas licitaciones que pueden ser interesantes) no genera incentivos “significativo” para traer inversiones de tecnología de punta en comparación de otras geografías.
“El gran desafío que tenemos es robustecer la red para enfrentar la nueva capacidad BESS que viene los próximos años. La red debe ser operada con ciertos niveles de inercia y se deberían mantener corrientes de corto circuito que permitan enfrentar las fallas del sector. En esta línea, creo que tenemos que crear un mercado de inercia que atraiga a Chile nuevas tecnologías de punta que den más confiabilidad y seguridad a la red, atributos que son fundamentales. Si estos temas no los conversamos ahora, llegará el minuto donde la seguridad nos costará muy cara”, añadió.
De todos modos, habilitar los BESS será un gran paso para el sector y creo que avanzamos en la dirección correcta ya que hay un beneficio que se puede cuantificar, remarcó el especialista. Por ende, el desafío será garantizar una política regulatoria clara, gradual y basada en atributos tecnológicos, que permita a los BESS demostrar su potencial en un sistema eléctrico cada vez más renovable, pero también más desafiante.
