Por Fabián Barría Oyarzún, Jefe Subdepartamento de Mercados Eléctricos, Departamento Eléctrico, Comisión Nacional de Energía
Si bien Chile fue pionero en la integración temprana de bancos de baterías en el antiguo Sistema Interconectado del Norte Grande para el control de frecuencia, es posible identificar el año 2016 como el punto de inflexión para la incorporación de los sistemas de almacenamiento en nuestro país. Cuando el mundo aún debatía si éstos formaban o no parte de la infraestructura de generación, y teniendo en cuenta la estructura de mercado del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), la Ley 20.936 definió a los Sistemas de Almacenamiento de Energía (SAE) como equipos tecnológicos, diferentes a las instalaciones de generación, capaces de contribuir con la seguridad, suficiencia y/o eficiencia económica en los sistemas de potencia. Para que esta distinción sea posible, resulta fundamental que los SAE sean considerados sistemas cerrados, esto es, sin energéticos afluentes.
Ese mismo año se aprobó el reglamento para centrales de bombeo sin variabilidad hidrológica (DS 128/2016) que, contrario a lo que su título indica, no regula centrales generadoras propiamente tal sino que sistemas de almacenamiento hidráulicos que se caracterizan, en general, por ser capaces de gestionar grandes bloques de energía en escalas de tiempo importantes.
Las precisiones que la Ley mandató entraron en vigencia con el Reglamento de Coordinación y Operación (DS 125/2019), que entre otras cosas, distinguió a los SAE de las centrales renovables con capacidad de almacenamiento, entendidas estas últimas como aquellas centrales de energías renovables variables que incorporan almacenamiento en esquemas behind-the-meter. El Reglamento señaló también que los SAE se pueden integrar para el arbitraje de precios de energía, para la prestación de servicios complementarios (SSCC), o como parte de la infraestructura de transmisión. Además, se generalizó el concepto de costo de oportunidad de la energía almacenada, previamente restringido al agua en los embalses, y se regularon las excepciones de cargos que aplican sobre los retiros para almacenamiento.
Así, un SAE, de manera análoga a una central con capacidad de regulación o almacenamiento, podrá tener distintos modos de gestión de sus inyecciones, dependiendo del impacto que éstas tengan sobre el sistema y de las características propias de las instalaciones (capacidad instalada, energía gestionable). Durante 2020, se han anunciado distintos proyectos de centrales renovables con baterías y ya ingresó en operación el banco de baterías de la central hidráulica Alfalfal, quedando constituida como virtual dam para efectos de su operación. Esta integración conjunta parece una vía segura en la que el almacenamiento seguirá penetrando las redes eléctricas.
El DS 125 permitió que el propietario de un SAE, destinado al arbitraje de precios, solicite al Coordinador su operación centralizada, pero también lo habilita para definir sus retiros. De cualquier modo, se ha diseñado un proceso iterativo que podrá actualizarse en línea con los desarrollos tecnológicos que permitan ir acercando la programación de la operación a la operación en tiempo real, tal y como señala el Eje 3 de la recientemente lanzada Estrategia de Flexibilidad del Ministerio de Energía.
Los SAE que se incorporen como infraestructura de transmisión, serán operados centralizadamente por el Coordinador, con los mismos objetivos con que éste opera al resto de las instalaciones sujetas a coordinación, pero considerando las restricciones que la normativa indique, a efectos de no afectar el soporte a la red de transmisión que dio origen a la infraestructura. Lo anterior, requiere de un adecuado balance en el diseño de los SAE como soluciones de transmisión, evaluando tamaños apropiados para la prestación de servicios de superación de congestiones, y como soporte a la seguridad de la red.
Por otro lado, el Reglamento de Servicios Complementarios (DS 113/2019) señaló explícitamente que los SAE están habilitados para prestar estos servicios, siendo el Coordinador quien debe establecer y resguardar la compatibilidad entre dicha prestación y la participación en otros segmentos o mercados, priorizando la primera. Este cuerpo reglamentario profundizó además en el tratamiento de los retiros y los esquemas de participación en los balances de transferencia que tienen los propietarios de estas instalaciones. Al respecto, cabe destacar la resolución de la Comisión Nacional de Energía que aprueba el Informe de Definición de Servicios Complementarios, estableciendo una categoría de Control Rápido de Frecuencia (CRF), que son acciones de control automáticas que permiten responder rápidamente a las desviaciones de frecuencia del sistema con un tiempo total de activación de un segundo. Este es un servicio para el cual algunas tecnologías de almacenamiento están particularmente bien adaptadas y, en el actual contexto de retiro de centrales a carbón, podría ser un interesante motor para la integración del almacenamiento.
Del mismo modo, los SAE integrados detrás del medidor podrían ser elementos claves para la prestación de SSCC por parte de la demanda eléctrica, así como para la participación de ésta en los esquemas de control de punta que el mercado establezca.
Los desafíos actuales pasan por el reconocimiento al aporte a la suficiencia del almacenamiento de energía. En línea con esto, la tramitación actual del DS 42, que modifica el reglamento de transferencias de potencia, ha indicado que la potencia inicial de las centrales renovables deberá reconocer adecuadamente el aporte a la suficiencia de aquellas que cuenten con capacidad de gestión temporal de energía, y ha incluido también la consideración de la componente de almacenamiento para el cálculo de la potencia inicial de centrales hidráulicas. Otras consideraciones al respecto serán abordadas en la discusión de una nueva actualización del reglamento de potencia, tal y como señala el Eje 1 de la Estrategia de Flexibilidad del Ministerio de Energía.
Finalmente, es un desafío relevante el tratamiento que debe tener el almacenamiento de energía en las actuales propuestas de reforma legal del segmento de distribución, como medio energético distribuido, así como en las medidas que se tomen para su integración en sistemas medianos o incluso en redes eléctricas aisladas, donde los SAE pueden ser un soporte clave para la conformación de sistemas eléctricos más sostenibles y que permitan el aprovechamiento de los recursos energéticos renovables locales.
