PULSO – De los 93 proyectos de generación solar y eólica que han sido admitidos a trámite ante el Sistema de Evaluación e Impacto Ambiental (SEIA), 68 cuentan además con tecnología de almacenamiento de energía, en su mayoría con sistemas de baterías. Las principales generadoras del país están desplegando varios proyectos y esperan la publicación de un reglamento técnico para desplegarse con aún más fuerza.
El sector eléctrico vive tiempos desafiantes. Mientras las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) siguen incrementando su participación en la matriz eléctrica, aumenta la necesidad de contar con mecanismos que extiendan la cantidad de horas diarias en que dichas tecnologías están disponibles para inyectar energías limpias al Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Y en los últimos años, el dinamismo de las inversiones enfocadas en ese ámbito sólo va en aumento.
Según el último reporte mensual que elabora Acera, el principal gremio de generadoras renovables en Chile, las ERNC acumulan una participación del 35,2% a septiembre de este año. El promedio anual augura un nuevo año récord, tras el 33% alcanzado en 2022, año en que la generación limpia aumentó en seis puntos su peso en el sistema. Sólo en el noveno mes de este año, las renovables aportaron con el 35,9% de la energía generada, un 5% más que el mismo mes de 2022.
Sin embargo, en el mix renovable, los sistemas de almacenamiento eléctrico son aún una ínfima parte de la matriz. En septiembre su aporte llegó a 0,3% y en el año promedia tan sólo el 0,1%, de acuerdo al mismo reporte de Acera.
Pese a lo anterior, en 2023 ha habido un verdadero despegue para los proyectos renovables con almacenamiento. Según el último reporte mensual elaborado por el Ministerio de Energía sobre proyectos en construcción e inversiones en el sector, de los 93 proyectos de generación solar y eólica que han sido admitidos a trámite ante el Sistema de Evaluación e Impacto Ambiental (SEIA), 68 cuentan además con tecnología de almacenamiento de energía, en su mayoría BESS (Battery Energy Storage System). Es decir, el 72% del total.
En conjunto, dichos proyectos aportarán una capacidad instalada de generación por 6.299 MW, con inversiones por US$ 8.496 millones.
Sin embargo, esas cifras no consideran que gran parte de los proyectos BESS que han sido aprobados en el último tiempo, han recibido el visto bueno en base al ingreso de pertinencias para proyectos que ya tenían su tramitación ambiental completa. Es decir, modificaciones a las iniciativas originales, que agregan tecnologías de almacenamiento para sumar más horas de disponibilidad para inyectar energía al SEN.
De acuerdo con la estimación levantada por la consultora SPEC, a la fecha el total de proyectos BESS aprobados vía pertinencias llegaba a un número de 53, sumando casi 3.500 MW, mucho más que el objetivo de 2.000 MW propuesto por el Ejecutivo para licitar sistemas de almacenamiento en el desierto de Atacama, para iniciar operaciones en 2026, y que fue anunciada en la Cuenta Pública de este año. Una propuesta que luego fue incluida en el proyecto de transición energética, el que no ha estado exento de críticas por parte de la industria.
Hace una semana se inauguró el mayor complejo de este tipo: la planta Almacenamiento BESS Salvador, ubicada en la comuna de Diego de Almagro, región de Atacama, que significó una inversión de US$72 millones para el grupo canadiense Innergex y cuenta con una capacidad de 50 MW, gracias a la instalación de 106 contenedores de celdas de baterías.
Los planes por actor
Las inversiones en tecnologías de almacenamiento no son solo patrimonio de las generadoras 100% renovables. En el grupo de las generadoras consideradas tradicionales, principalmente por su posición en la generación térmica, los planes para avanzar en ese segmento ya están en marcha desde hace algún tiempo.
Aes Andes, la filial de la norteamericana Aes Corp, fue la pionera al introducir en 2009 los sistemas BESS a Chile. Lo hizo incorporando baterías de ión litio como sistema de respaldo a la subestación Andes, ex Atacama, ubicada a 2.800 metros sobre el nivel del mar. Ya para 2020 el grupo completó la construcción de Virtual Reservoir, un embalse de energía, adyacente a la central hidroeléctrica Alfalfal, ubicada en San José de Maipo, región Metropolitana, por 10 MW, con 5 horas de respaldo. Actualmente está construyendo la segunda etapa de dicho proyecto, por 40 MW y 4 horas de almacenamiento, con un avance del 94%, proyectado para estar completado en el segundo semestre de 2023.
En julio la empresa inició la operación de Andes Solar IIB, parque fotovoltaico con capacidad instalada por 180 MW, y que posee el mayor sistema de almacenamiento en base a baterías de América Latina, con 112 MW de capacidad y cinco horas de almacenamiento. Dicha unidad aporta con el 99% de la capacidad instalada que a septiembre se contabiliza en generadoras renovables que combinan proyectos solares o eólicos con baterías de almacenamiento.
En 2022, la compañía norteamericana inició la construcción de Andes Solar IV, proyecto que contará con una capacidad instalada de 238 MW solares, y que incluirá baterías para con una capacidad para almacenar 147 MW. A agosto su construcción tenía un 83% de avance, la que se espera concluya la segunda mitad de 2024.
“La compañía cuenta con un ambicioso plan de inversiones para el desarrollo de todos sus proyectos renovables, en torno a los US$3.000 millones para el período 2023-2027. En éste, los sistemas de almacenamiento juegan un rol fundamental”, detallaron desde Aes.
La meta de descarbonizar a 2025 sus operaciones pasan también por enfocarse en estas tecnologías. De acuerdo a su última presentación corporativa, otras tres unidades BESS están en etapa de desarrollo: Andes Solar IIA, por 80 MW; Andes Solar III Cristales Bolero, por 669 MW; y Pampas, por 229 MW. Cuando materialice todas sus iniciativas, Aes contará con 1.287 MW de generación a través de baterías.
En el caso de Engie, la generadora de capitales franceses ya cuenta con un sitio en operación, BESS Arica, y otros dos en construcción: BESS Coya y BESS Tamaya. El proyecto ubicado en la puerta norte del país fue su primera iniciativa en el área. Instalado en 2018, inicialmente participó en el mercado de servicios auxiliares, también conocidos como servicios complementarios, que aportan seguridad a la operación del SEN. Sin embargo, actualmente también participa en el mercado de la generación, con capacidad de almacenamiento de 2 MWh, dando cuenta de versatilidad propia este tipo de tecnología.
Las otras iniciativas tendrán capacidades mucho mayores al de Arica. En Coya, ubicada en María Elena, región de Antofagasta, se instalarán contenedores al lado de la planta solar que ya opera en el lugar desde 2022, y contará con una capacidad instalada de 139 MW. Con una inversión por US$191 millones, su construcción concluirá dentro del primer semestre de 2024. Dicho proyecto cuenta con un 70% de avance, tras finalizar las obras civiles.
En Tamaya, por su parte, la instalación de 152 contenedores permitirá almacenar diariamente 418 MWh de energía, con una capacidad instalada de 68 MW. Con más 5 horas de duración al inicio de su vida útil, la concreción de dicho proyecto “permitirá a Engie alcanzar una capacidad de almacenamiento superior a 1GWh”, explicaron desde la firma.
Otra iniciativa pasa por agregar tecnología BESS a la planta solar Capricornio, cuya operación comenzó en 2022, agregando 47 MW en capacidad instalada y cinco horas adicionales de generación. De hecho, junto a Coya y Tamaya, estas tres iniciativas de Engie recibieron aprobación mediante pertinencias, no requiriendo estudios o declaraciones de impacto ambiental.
Parte de la estrategia de la generadora contempla balancear su cartera gracias a los sistemas BESS, junto con la generación de gas nocturna “para hacer frente a la intermitencia y la restricción de las renovables”, detalla su última presentación a inversionistas.
Enel, de capitales italianos, tiene actualmente tres proyectos con almacenamiento en construcción. Don Humberto, una planta solar fotovoltaica por 80 MW de capacidad, sumará otros 87 MW gracias a sistemas BESS. En la zona sur, los parques eólicos La Cabaña y Rihue, con 106 y 120 MW respectivamente, agregarán capacidad por 84 MW con baterías. Del plan de inversiones por US$1.100 millones contemplados por el grupo entre 2023 y 2025, el 14% corresponde a tecnologías de almacenamiento, unos US$154 millones. Sin embargo, y de acuerdo a su última presentación corporativa, a junio sólo se habían invertido cerca de US$2,3 millones en esa área.
Por su parte, la cartera de proyectos de almacenamiento de Colbún cuenta con solo un proyecto en desarrollo, pero la compañía ya opera 8 MW de baterías de 5 horas en la región de Atacama. Lo hace en la planta fotovoltaica Diego de Almagro, donde las baterías BESS iniciaron su operación en diciembre de 2022. Celda Solar, una planta solar que se ubicará en la comuna de Camarones, región de Arica y Parinacota, con 156 MW de capacidad instalada, agregará otros 90 MW con tecnologías de almacenamiento por cinco horas. Con una inversión estimada en US$450 millones, su autorización ambiental se encuentra pendiente, tras ser acogido a trámite en agosto de 2022.
Consultada, la compañía afirma que tiene “en distintas fases de desarrollo proyectos de almacenamiento por cerca de 1.000 MW, incluyendo en dicha cifra el proyecto solar y de almacenamiento Celda Solar”.
“Nuestro objetivo es desarrollar embalses de energía renovable solar y eólica en el norte, que se complementen con los embalses hidroeléctricos que ya operamos en el sur de Chile, con el fin de proveer seguridad, estabilidad y energía 24/7 a nuestros clientes y al país”, detallan.
Las señales que se esperan
Todos los consultados para este reportaje coinciden en algo. El Reglamento de Transferencia de Potencia, que está próximo a ser publicado -tras concluir su período de consulta pública el 28 de agosto- resultará clave para un mayor despliegue del almacenamiento. Especialmente a los proyectos stand alone, pero en particular por la remuneración y prestaciones que las tecnologías BESS pueden ofrecer en servicios complementarios.
“Es necesario tramitar con sentido de urgencia el nuevo reglamento de potencia y hacer una revisión crítica del mercado de servicios complementarios. Hoy en día no existe ningún incentivo a participar en la prestación de estos servicios por lo que se requieren modificaciones a la normativa, las cuales están dentro del ámbito de lo que puede hacer la Comisión Nacional de Energía”, plantean desde Enel.
En Colbún afirman que una pronta publicación del reglamento “daría certeza a una parte de los ingresos de los sistemas de almacenamiento”
Para Aes, “es importante para los inversionistas en sistemas de almacenamiento que exista una adecuada valoración de la prestación de otros servicios de seguridad para la red”, agregando que ello “se puede lograr al perfeccionar la regulación existente, para que el operador de la red pueda disponer de más y mejores herramientas para gestionar las necesidades de un sistema con altísima penetración renovable”, aunque también remarcan que “es necesario avanzar en una regulación que remunere la flexibilidad, lo que es tan necesario como la seguridad para el sistema, donde también los sistemas de almacenamiento pueden aportar con este atributo”.
El reglamento estaría próximo a ingresar a Contraloría para su toma de razón. Desde el Ministerio de Energía afirmaron que esto podría ocurrir en noviembre.
Fuente: Pulso, Viernes 27 de Octubre de 2023
