Un enfoque en regulación de frecuencia cambia el paradigma de interconectar proyectos renovables en el Caribe

Más países debaten entre exigir o no almacenamiento de energía a nuevas generadoras de fuentes variables como eólica y fotovoltaica. ¿Qué dicen los reglamentos? ¿Cuánto se incrementan los costos al sumar exigencias?


Los países del Caribe afectados gravemente por fenómenos meteorológicos extremos tienen requisitos indispensables a la hora de pensar la estabilidad de la red eléctrica, lo que repercute en el parque de generación entrante.

Entre las exigencias técnicas para interconectar renovables, existen tanto semejanzas como diferencias entre los sistemas de las distintas islas al referirse a un factor crucial como lo es la regulación de frecuencia.

Por ejemplo, Puerto Rico requiere un porcentaje de respaldo en baterías a algunos proyectos renovables variables. Mientras que en el vecino país de República Dominicana, la Superintendencia de Electricidad evalúa la implementación de una nueva regulación semejante. ¿Qué lecciones aprendidas de Puerto Rico puede tomar República Dominicana?

En específico, desde la reglamentación puertorriqueña se exige un Battery Energy Storage System (BESS) que represente el 10% de la potencia nominal de proyectos de generación superiores a 1 MW.

Pero eso no sería todo, también se solicita que ese sistema BESS tenga la capacidad de inyectar energía a la red de manera inmediata y durante 9 minutos; con lo cual, algunos desarrolladores sobredimensionan el BESS en un 15% o 20% de la capacidad AC del proyecto para poder considerar todo el tiempo de descarga leve y así responder a las demandas del mercado.

Aquello supone importantes costos económicos adicionales al previsto para un proyecto renovable estándar, ya que su valor no sólo se incrementa por los altos precios de componentes del BESS sino también por algunos servicios asociados al control de la instalación completa.

“Como mínimo los costos de un proyecto de más de 1 MW en Puerto Rico vs República Dominicana hoy puede estar variando entre un 10 a un 20 o incluso 25% por el costo del sistema BESS que se exige y la adecuación de otros productos y servicios a una mayor complejidad de la arquitectura eléctrica en el sistema”, consideró David Koch, gerente de ventas en MC Central America, la oficina regional de la empresa alemana Meteocontrol GmbH.

Para que los números estén a favor del proyecto de inicio a fin el referente regional de Meteocontrol llamó a no descuidar algunos desafíos que aparecen dentro del ámbito de monitoreo y control como lo pueden ser los sistemas de protecciones y respaldos para que el BESS trabaje en paralelo y junto a un Power Plant Controller, llegado el caso.

En conversación con Energía Estratégica, David Koch, consideró que si bien este tipo de requisitos afectará en los CAPEX de los proyectos, se lograría una buena compensación ante nuevos servicios complementarios que pueden ofrecerse a través de los sistemas BESS y que terminarán por garantizar ingresos adicionales a los proyectos.

Ahora bien, contar con mayores incentivos sería un gran impulso para hacer más viables a este tipo de instalaciones tanto en el mercado puertorriqueño como en el dominicano.

“A mi criterio, más beneficios fiscales para sistemas de almacenamiento apoyarían también a la implementación de estos sistemas híbridos en la región que, a fin de cuentas, ayudarán a la estabilidad de la red”, indicó David Koch.

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