El Ministerio de Energía de Chile publicó el consolidado de respuestas a las observaciones presentadas al borrador de modificación del reglamento de transferencias de potencia entre empresas generadoras establecidas en la Ley General de Servicios Eléctricos. 

Ello se deba  a que, desde el 26 de julio del corriente año, la autoridad regulatoria recibió casi 430 observaciones y comentarios por parte de distintas empresas, asociaciones gremiales, particulares e instituciones del sector eléctrico, a efectos de actualizar la normativa a efectos de armonizar la regulación de los sistemas de almacenamiento de energía (SAE) en el contexto del mercado de transferencias de potencia para alcanzar su despliegue en el Sistema Eléctrico Nacional. 

Una de las principales modificaciones se refiere al porcentaje de reconocimiento de potencia inicial de un SAE o de la componente de storage de un parque renovable híbrido (generación + baterías). 

Para aquellos proyectos con capacidad de almacenamiento menor a una hora, no se reconoce ningún porcentaje, pero a partir de aquellos que sí puedan acumular energía por más de una hora, el porcentaje varía desde 36% hasta 100% (sólo en aquellos con capacidad superior o igual a 5 hs). 

Mientras que para el cálculo de potencia inicial de centrales renovables con storage, se establece una restricción de la suma de los reconocimientos de potencia de las componentes de generación y almacenamiento. Para ser precisos, no puede superarse la potencia máxima que puedan inyectar dichos parques en función de la capacidad técnica de sus elementos serie que podrían limitar la evacuación de la potencia, como por ejemplo transformadores e inversores. 

Por el lado de la potencia máxima de cada proyecto de esta índole, el Ministerio de Energía de  Chile determinó que se amplía la definición para considerar a los SAE (y componentes correspondientes de parques renovables) conforme a la cantidad de horas de almacenamiento de la instalación.

Por lo que al reglamento de potencia se incorporarán las definiciones de “Cantidad de Horas de Almacenamiento”; “Centrales de Almacenamiento por Bombeo”; “Central Renovable con Capacidad de Almacenamiento”; y, “Sistema de generación-consumo”.

Además, se realizan precisiones respecto al proceso de optimización realizado individualmente para cada SAE, como también ajuste en la determinación del parámetro “demanda de punta” para que este sea determinado con las demandas coincidentes respecto de la evaluación de la demanda de punta del sistema.

De igual manera, la autoridad nacional definió que para los SAE a los que se les retire su carga, tanto en condiciones normales de operación o cuando sean instruidos por el Coordinador Eléctrico Nacional para preservar la seguridad del servicio, no serán considerados como retiros de potencia, entre otros aspectos. 

Esta serie de respuestas de la consulta pública llegó pocos días después de que la Comisión Nacional de Energía redujera los volúmenes de energía de la única Licitación de Suministro del 2023, en la que habrá incentivos directos para los proyectos con storage y de generación con energías renovables no variables. 

Y en dicha confirmación, también se plantearon dudas sobre los sistemas de almacenamiento, principalmente la normativa que los abarcará y si se mantendrá (o no) la restricción para esos proyectos y si será necesario contar con otro proyecto de generación en el sistema además de los de storage a la fecha de inicio de suministro. A lo que la CNE reconoció que “el Reglamento de la Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico Nacional será modificado en consistencia para implementar las disposiciones pertinentes asociadas a la Ley N° 21.505/2022”

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