Conclusiones del análisis en el modelo de pruebas

Figura 3.19:Calendario de inversiones para escenario con coincidencia del perfil de generación eólica respecto del perfil

de demanda, utilizando perfil de demanda tipo 1 y costos de inversión bajos para sistemas de almacenamiento. Caso coincidente.

Al analizar el caso particular de ingreso de sistemas de almacenamiento, se concluye que las decisiones de inversión en líneas de transmisión sobre el tramo 2-4 están asociadas a los casos donde el perfil eólico es coincidente con la demanda. Pues, el punto de máxima generación eólica es cercano al punto de máxima generación solar, por lo que se hace necesaria la expansión de las líneas del tramo con tal de poder abastecer de energía sin costo variable de generación a la demanda en los nodos 2 y 3 sin congestionar el tramo 2-4. En el caso contrario, donde los perfiles de generación eólica y demanda no son coincidentes, los máximos de energía solar y energía eólica son opuestos, provocando que ambas fuentes de energía resulten ser complementarias, y así, el tramo 2-4 no se congestiona ni necesita una expansión temprana.

(a)Caso base.

(b)Caso caso coincidente. (c)Caso no-coincidente.

Figura 3.20:Calendario de inversiones para escenario con coincidencia del perfil de generación eólica respecto del perfil

de demanda, utilizando perfil de demanda tipo 2 y tanto costos referenciales como bajos en sistemas de almacenamiento.

3.5.

Conclusiones del análisis en el modelo de pruebas

Luego de analizar la factibilidad de la incorporación de los sistemas de almacenamiento en el sistema de pruebas en 220kV se concluye que:

Para los escenarios y casos analizados, de todos los nodos candidatos, los sistemas de almacenamiento son instalados en los nodos 3 y 5, los que corresponden a un nodo de demanda aislado del resto del sistema y un nodo de demanda con fuente de ERNC, respectivamente.

También, respecto al modelo analizado, la decisión de inversión en sistemas de almacenamiento es más efectiva en el nodo que comparte demanda con generación ERNC, esto se puede ver al comparar las decisión de inversión en almacenamiento en los nodos 3 y 5. Lo anterior se produce debido a la distorsión que puede llegar a provocar la generación ERNC sobre el perfil de demanda neta en la barra (ver la figura 3.21).

3.5. CONCLUSIONES DEL ANÁLISIS EN EL MODELO DE PRUEBAS CAPÍTULO 3. ANÁLISIS EN EL SISTEMA DE PRUEBAS -150 -100 -50 0 50 100 150 200 1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52 55 58 61 64 67 70 73 76 79 82 85 88 91 94 P ot enc ia (MW) Horas

Perfiles de demanda neta en barras 3 y 5 (Año base)

Flujo 2->3 Flujo 4->5

(a)Demanda con perfil 1.

-100 -50 0 50 100 150 200 1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52 55 58 61 64 67 70 73 76 79 82 85 88 91 94 P ot en cia (MW) Horas

Perfiles de demanda neta en barras 3 y 5 (Año base)

Flujo 2->3 Flujo 4->5

(b)Demanda con perfil 2.

Figura 3.21:Perfiles de demanda neta para el año base en las barras 3 y 5.

En general, para los escenarios analizados al considerar costos de inversión referenciales de sistemas de baterías, estos sistemas no son incorporados en el caso base de longitudes de líneas de transmisión. Para el caso de sistemas PHS, solo son incorporados al caso base cuando se utilizan tamaños menores y atípicos tal como se obtuvo en la sección 3.4.1 para demandas con perfil tipo 2. Al utilizar costos de inversión bajos para los sistemas de baterías, estos sistemas son incorporados en el caso base cuando la generación eólica en el nodo 5 es coincidente con el perfil de la demanda en el mismo nodo a causa de un exceso de energía de bajo costo en la zona.

Para los casos analizados en los escenarios con aumento del nivel de penetración de energías renovables y coincidencia del perfil eólico con el perfil de demanda, con excepción del caso de perfiles coincidentes y costos de inversión bajos en sistemas de baterías, los sistemas de almacenamiento no son incorporados pese a que el calendario de inversión en líneas de transmisión resulta modificado. Lo anterior ocurre debido a que para los casos y variaciones consideradas las anualidades de las líneas de transmisión son menos costosas que las anualidades de los sistemas de almacenamiento, además de no lograr realizar un ahorro operacional que ayude a subvencionar la incorporación de los sistemas de almacenamiento. Esto ocurre incluso para costos de inversión bajos en sistemas de almacenamiento.

Al comparar los resultados de las secciones 3.4.1 y 3.4.2, se puede comentar que los sistemas PHS pueden ser económicamente beneficiosos en la medida que se logre establecer tamaños con potencias nominales menores a los 100MW del tamaño típico considerado, siempre y cuando se refleje la disminución real de los costos de inversión. Si bien, son tamaños inusuales, en la realidad existen proyectos de tamaños menores y atípicos.

En estos casos, los sistemas PHS resultan ser efectivos para postergar inversiones en líneas de transmi- sión hasta 13 años para los tamaños candidatos considerados. Por otro lado, la decisión de inversión en nuevas líneas de transmisión es forzada una vez que el sistema no sea capaz de abastecer la potencia de punta o el ancho de la punta, dependiendo del perfil de la barra o el flujo por la línea en cuestión. Al utilizar sistemas de almacenamiento de gran escala, se incorporan los candidatos con autonomías de 4 horas, salvo en casos excepcionales donde a causa del perfil de demanda en la barra o perfil del flujo por la línea es conveniente incorporar sistemas de almacenamiento con autonomía de 8 horas. Además, en los escenarios y casos considerados, los sistemas de 14 horas de autonomía nunca son seleccionados a causa de sus altos costos de inversión.

Al utilizar BESS, se añaden los tamaños más pequeños modelados, eligiendo, principalmente, sistemas de 10 MW - 10 MWh, 10 MW - 20 MWh, 20 MW - 40 MWh y 20 MW - 60 MWh. Debido a que la optimización considera la reducción de costos de inversión y operación, los tamaños elegidos son económicamente viables. Sin embargo, se observa que los tamaños de 10MW-10MWh y 10MW-

3.5. CONCLUSIONES DEL ANÁLISIS EN EL MODELO DE PRUEBAS CAPÍTULO 3. ANÁLISIS EN EL SISTEMA DE PRUEBAS

transmisión una cantidad menor de años.

Para los casos con tamaños de 10 MW - 10 MWh y 10 MW - 20 MWh la inversión suele explicarse debido a que no solo se posterga la inversión en líneas conectadas directamente, sino que también en líneas “aguas arriba”. Sin embargo, técnicamente, pierde sentido retrasar la inversión en transmisión entre 1 y 3 años, cuando el tiempo para implementar un sistema BESS es de entre 1 a 2 años. Pese a esto, esta inversión se puede justificar, siempre y cuando los sistemas de almacenamiento puedan prestar otros servicios, tales como, la prestación remunerada de SSCC.

Respecto a los módulos de tamaños de 20MW-40MWh y 20MW-60MWh, la inversión si se justifica técnicamente, pero son los tamaños menos escogidos en los escenarios considerados y solo en casos donde los costos de inversión en sistemas de baterías son bajos.

Si bien, los casos de aumento de distancia de líneas de transmisión pueden llegar a ser extremos. En la realidad existen casos donde la mezcla entre mayores distancias y mayores costos unitarios de las líneas de transmisión (costos por kilómetro de línea) pueden desembocar en costos elevados para las líneas de transmisión.

CAPÍTULO 4. ANÁLISIS EN EL SISTEMA REDUCIDO DEL