Cierta o no, la teoría de que vasijas encontradas en Bagdad con unos trozos de cobre −de una data anterior al 226 d.C.− habrían funcionado como baterías, demuestra que la humanidad buscó desde tiempos pretéritos contener energía. Y en los últimos siglos ha venido creando dispositivos para cubrir requerimientos surgidos de otros desarrollos tecnológicos.

En el siglo 21, aquejado por el cambio climático, uno de los grandes desafíos es el almacenamiento de energías renovables no convencionales que, si no logran inyectarse al sistema de transmisión, se pierden en los llamados vertimientos. Además, la variabilidad inherente a sus fuentes (sol, viento, agua en corriente) obliga a complementarlas con respaldo de energías seguras que operan las 24 horas y que hasta la fecha se han basado en combustibles fósiles (carbón, gas y diésel), los que están en retirada como parte de las políticas globales para la carbono neutralidad.

Por ello en la industria aplauden que el proyecto de ley que promueve el almacenamiento de energía eléctrica y la electromovilidad −presentado por el Ministerio de Energía en diciembre de 2021− haya sido aprobado hace un par de semanas por la unanimidad de la sala del Senado, quedando listo para convertirse en ley.

Este nuevo marco contribuirá a acelerar la descarbonización de la matriz energética y garantizar la seguridad al sistema eléctrico, al habilitar legalmente como parte del mercado a los sistemas de almacenamiento (BESS) autónomos o puros (stand alone), no vinculados a una central de generación, mediante su incorporación en la Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE), posibilitando que sean remunerados por los servicios que entregan a la red. Es decir, posibilita que estos dispositivos intervengan en las distintas instancias del mercado eléctrico, en particular en el de energía y potencia, así como en los segmentos de pequeños medios de generación y net billing, ya que crea la figura de “generación-consumo”, entregando certezas a proyectos que desarrollen este tipo de infraestructura, como desaladoras o proyectos de hidrógeno verde.

“Actualmente, solo se consideran los aportes de esta tecnología si se adicionan directamente a una central renovable. A partir de esta ley se podrán aprovechar sus beneficios a nivel sistémico. Posibilitará conectar directamente al sistema de transmisión baterías para gestionar de manera más eficiente grandes volúmenes de energía renovable y de esa manera aliviar la congestión de las líneas en las horas solares y disminuir los vertimientos”, comentan en AES Andes. Agregan que los sistemas de generación-consumo permitirán incorporar infraestructura de escala industrial autoabastecida con energía 100% renovable, con “un mínimo soporte del Sistema Eléctrico Nacional, no imponiendo un sobrecosto en la nueva infraestructura de transmisión al cliente final”.

En la última presentación del proyecto que hizo el ministro de Energía Diego Pardow, el 18 de octubre, expuso como antecedente que la incorporación de energías renovables variables −que ya aportan 35% de la generación total, con altos vertimientos por falta de infraestructura de transmisión− requiere de un complemento que la gestione, y que el almacenamiento (en distintas modalidades) es una vía para resolver este problema. Tras la promulgación, la ley da un año de plazo a las autoridades del sector para hacer las bajadas metodológicas, a nivel reglamentario, a fin de determinar los procedimientos de la remuneración.

Camilo Charme, gerente general de Generadoras de Chile, acota: “La LGSE habilita su remuneración en el mercado de energía de manera similar a la generación. Sin embargo, existe una brecha en la determinación de los costos de oportunidad de la energía almacenada. Su remuneración en el mercado de potencia no está determinada, por lo que el próximo paso será una pronta definición en reglamentos para el reconocimiento de potencia del almacenamiento. Y su participación en servicios complementarios estará sujeta a la determinación del costo de oportunidad de la energía almacenada y el costo de desgaste por uso del dispositivo”.

En resumen, afirma que la remuneración de la operación de estos dispositivos estará vinculada al tipo de mercado en que operen y para que esté sujeta a un proceso tarifario tendrían que competir en licitaciones de suministro a clientes regulados, participación que aún no ha sido clarificada. También advierte que será necesario abordar las demás condiciones habilitantes: gestión y planificación de la transmisión, permisología, evaluación ambiental y relacionamiento con comunidades.

Para el exsubsecretario de Energía, Francisco López, “una regulación que fomente estos sistemas va en directo beneficio de la incorporación de más energía renovable, ya que establece mecanismos para optimizar el uso de energías variables en todos los bloques horarios, viabilizando que la energía solar y eólica que no se inyecta por limitaciones de demanda, transmisión u otros factores, sea utilizada cuando más se requiere”.

López, quien junto al exministro Juan Carlos Jobet ingresó el proyecto al Congreso en diciembre del año pasado, destaca que incentivará el desarrollo de proyectos de almacenamiento puro de diversas tecnologías (como baterías y aire comprimido), ya que hasta antes de la ley sólo se reconocían los sistemas de almacenamiento asociados a centrales de generación: “El efecto de esta omisión es que estos últimos podían participar del mercado eléctrico, pero no recibían ingresos por inyectar energía. Debido a esto, no existían todos los incentivos para su instalación, lo que implicaba una pérdida de oportunidad para mayor incorporación de energías renovables variables”. Agrega que la Política Energética de Largo Plazo (PELP) quinquenal 2023-2027 proyecta una capacidad instalada de sistemas de almacenamiento de entre 1.000 y 2.000 MW en el Sistema Eléctrico Nacional a 2030. “Actualmente existen alrededor de 70 MW; requerimos aumentar entre 15 y 30 veces lo instalado”.

En la misma línea, Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de Acera, considera que esta era una señal necesaria para la transición energética y que para retirar el carbón de la matriz eléctrica a 2030 agregar 1.600 a 2.600 MW de almacenamiento de corta y larga duración de aquí a 2040: “Eso significa empezar ya a invertir fuerte en almacenamiento. Hoy existen sólo 64 MW de almacenamiento instalados, 60 MW en construcción y 275 MW aprobados o esperando calificación ambiental. Esto, sin considerar proyectos híbridos (combinaciones solares o eólicas) con almacenamiento que suman otros 2.500 MW, que podrían agregarse en tres a cuatros años.

Los proyectos empiezan a perfilarse, pero la envergadura de los requerimientos de almacenamiento es enorme si queremos preservar nuestra ambición climática y sacar los 5,5 GW de carbón a 2030, lo que significa incentivar su ingreso tanto en generación como en transmisión”. Agrega otro aspecto importante: esta normativa ampliará la competencia en ambos mercados, porque los titulares de estos proyectos pueden ser nuevos players que aportarán innovación.

En el rubro de la transmisión el proyecto es considerado un primer paso de varios para que el almacenamiento sea relevante. Porque, como dice Javier Tapia, director ejecutivo del gremio, si bien estas firmas pueden instalar baterías para fines ligados a su giro −como guardar energía durante el mantenimiento de las líneas−, estas no pueden superar las 5 horas de duración, ya que su uso está limitado a contingencias. “Para nosotros es muy importante que en la discusión posterior, relacionada con mayor competencia en el mercado, se nos permita hacer otros negocios con el almacenamiento, pero eso requerirá cambios regulatorios”, enfatiza.

¿Bastará con que entre en vigor la ley para que el almacenamiento tome vuelo? “Una ley por sí sola nunca será suficiente. Lo importante para que el almacenamiento y las baterías se masifiquen es que baje el costo de inversión. Porque si bien existe gran variedad de tecnologías para resolver problemas de transmisión u otros específicos, son de corta duración. Las de larga duración, que permiten almacenar gran cantidad de energía por seis u ocho horas, aún no son competitivas respecto de energías tradicionales”, advierte Rodrigo Jiménez, gerente general de Systep. Por eso, en las últimas licitaciones los proyectos de energías gestionables no han podido competir en precio. Jiménez augura que se replicará lo que pasó con las renovables: “Para incentivar su ingreso en 2014 se aprobó una ley que les asignó cuotas en las licitaciones de contratos regulados, pero ese fue un impulso de corto alcance. Lo que realmente las catapultó fue la fuerte baja en los costos. Mientras no estén en línea con los precios de los contratos y los costos marginales, estas tecnologías difícilmente van a entrar por buena que sea la regulación”.

Francisco López cree que la ley nivela la cancha con otros sistemas que también entregan suficiencia y permitirá que se desarrollen otras modalidades de almacenamiento: “Esto, más el desarrollo tecnológico, disminución de costos, certeza regulatoria y diversos elementos, fomentaran su desarrollo”.

Charme explica que el costo de inversión para el almacenamiento mediante baterías de litio ha venido constantemente a la baja y que organismos internacionales cuantifican que una batería de 4 horas de duración tiene un costo aproximado de 330 USD/kWh; es decir, una batería de 50 MW costaría más de US$ 112 millones. En todo caso, consigna que ya existe alto interés: “Se planea incorporar sistemas de almacenamiento de cinco horas de duración en los parques fotovoltaicos Salvador y San Andrés, lo que implica una inversión de US$ 128 millones”.

Por su parte Juan José Chávez, director de Desarrollo del Grupo Cerro Dominador, empresa que desarrolló la primera planta de concentración solar de potencia (CSP) de América Latina en la comuna de María Elena, dice que con esta normativa las tecnologías de almacenamiento podrán entrar al mercado de las generadoras para hacer arbitraje de precios, al retirar energía en los tramos horarios en que está barata e inyectarla cuando está cara. Y que es una forma correcta de regular ese almacenamiento, pero no tiene relación con la tecnología que ellos usan: “La CSP toma energía del sol, la transforma mediante sales en energía que es almacenada en tanques ubicados al lado de la planta y se inyecta en la noche, cuando hay mayor requerimiento por parte del sistema. Esto no es almacenamiento, es más parecido a la operación de una central hidroeléctrica con embalse”.

Si bien estima que la nueva ley será un aporte, duda de su efectividad en materia de descarbonización y como solución para evitar el vertimiento de renovables a mediano plazo, pues argumenta que a la fecha los mejores sistemas de baterías duran a 5 o 6 horas, lo que no alcanza para cubrir la demanda de electricidad de toda la noche. E implementarlas para 12 horas sería demasiado caro.

“Mientras se mantenga la congestión de la red, los excesos de energía de los parques fotovoltaicos podrán almacenarse para ser inyectados en la noche, pero con suerte por cinco o seis horas, por ejemplo de 18:00 horas a 23:00 horas. ¿Y qué se hace con la demanda desde ahí hasta las 7:00 horas? Eso es lo que hay que resolver y es lo que abastecen hoy las centrales carboneras y de ciclo combinado. La mejor solución es que esas termo sean reemplazadas por tecnologías como la concentración solar de potencia, porque la capacidad de almacenamiento de una planta como Cerro Dominador es de más de 17 horas. Por costo, hoy es imposible abastecer toda la energía requerida en la noche solo con baterías”, insiste Chávez.P