IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Septiembre/Octubre 2017 - 40

Ahorro de costos anuales del sistema de GB (£ mil mill./año)

gráfico 1. La instalación de almacenamiento de batería en
la subestación Leighton Buzzard del Reino Unido. (Utilizada
con permiso de UK Power Networks).

Beneficios de almacenamiento de todo el
sistema en el futuro sistema eléctrico del
Reino Unido

4
2.94

3
2

Beneficios económicos del despliegue del
almacenamiento

1.96
OPEX
D CAPEX
T CAPEX
S CAPEX
G CAPEX
Total

1
0
-1
-2

Alto

Bajo

Costo de almacenamiento

gráfico 2. Los ahorros de costos anuales del sistema de GB
como consecuencia de la implementación del AE distribuido.

de funcionamiento. En este contexto, el innovador proyecto
experimental Smarter Network Storage (Almacenamiento
de red más inteligente), dirigido por UK Power Networks,
exploró las capacidades de un dispositivo de almacenamiento de baterías a escala de la red al postergar el refuerzo
tradicional de la red mientras también se prestan servicios
de equilibrio a nivel nacional. El gráfico 1 muestra la instalación del almacenamiento de batería (6  MW, 10  MWh)
instalada como parte fundamental de este proyecto en la
subestación Leighton Buzzard del Reino Unido.
Sin embargo, el régimen regulador tradicional y
los acuerdos del mercado eléctrico podrían suponer
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un obstáculo para la prestación de algunos servicios,
posiblemente socavando el argumento comercial para el
AE. En este contexto, los objetivos específicos de este
artículo son
✔✔ demostrar los beneficios económicos del despliegue
del AE en varios sectores en el futuro sistema de potencia eléctrica del Reino Unido
✔✔ identificar el valor del AE en la reducción de emisiones de carbono a un costo menor
✔✔ evaluar la competencia potencial entre el AE y otras
opciones flexibles (DSR, generación flexible e interconectores)
✔✔ demostrar el impacto de los futuros acuerdos de mercado sobre el argumento comercial para el AE
✔✔ presentar un concepto para cuantificar la contribución
del AE a la seguridad del suministro
✔✔ demostrar el valor de la opción de AE en un contexto
de incertidumbre.

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En esta sección, analizaremos el valor de todo el sistema de
AE en el caso del sistema eléctrico de Gran Bretaña (GB)
en el 2030. El modelo WeSIM, desarrollado en el Imperial
College London, se aplicó para agregar capacidad costoefectiva de AE a la combinación de generación
eléctrica de GB en el contexto de "Gone Green" de la Red
Nacional, que cuenta con una alta penetración de energías
renovables variables. El modelo podría ajustarse únicamente a la capacidad de generación convencional, es decir,
turbinas de gas de ciclo combinado (CCGT, por sus siglas
en inglés) y turbinas de gas de ciclo abierto (OCGT, por sus
siglas en inglés), mientras se invierte en AE; la cartera de
generación de bajas emisiones de carbono se mantuvo igual
que en el contexto original. Los supuestos relativos al costo
de las tecnologías de AE distribuido en el 2030 se obtuvieron
del informe de Carbon Trust y el Imperial College (véase
la sección "Lecturas Complementarias"), con un contexto
de altos costos de AE de 1,160£/kW y un contexto de bajos
costos de AE de 360£/kW. Para anualizar el costo de inversión del AE, se asume un costo de capital del 7% a 20 años
de durabilidad.
Los resultados de la optimización del sistema muestran
que el modelo considera óptimo para el costo agregar de 8
a 19  GW de AE adicional, en función de su costo. Por lo
tanto, la opción de construir AE representa la oportunidad
de reducir el costo general del sistema. El gráfico 2 representa los ahorros de costos anuales totales del sistema por
componente, comparando el caso sin nuevo AE y los casos
en los que el nuevo AE se encuentra disponible tanto a un
costo alto como bajo.
septiembre/octubre 2017
Table of Contents for the Digital Edition of IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Septiembre/Octubre 2017
