Valor de los Sistemas de Almacenamiento de Energía en la Planificación de la Expansión de la Red de Transmisión

Abstract

Este trabajo investiga el rol de los sistemas de almacenamiento de energía de acción rápida en la planificación de la expansión de la transmisión, permitiendo transferencias mayores durante operación normal. Esto se logra mediante la provisión de reservas de potencias activa y reactiva para evitar sobrecargas en líneas de transmisión y violaciones a niveles de tensión en los estados posteriores a contingencias, aplicando un criterio de seguridad N-1 correctivo, en lugar de preventivo.

El plan de expansión chileno 2022-2037 se usa como caso de estudio, dada la alta necesidad de flexibilidad para integrar 29,5 GW de nueva generación solar y eólica ubicada a varios cientos de kilómetros del centro de carga, con una demanda máxima del sistema de 16,5 GW. Los resultados muestran que los sistemas de almacenamiento de acción rápida reducen el costo de inversión en USD 712 millones (-18%), ya que se requiere 5 GWh menos de almacenamiento convencional (-19%), lo que permite aumentar el uso de la red existente al operador y proporciona una opción de aplazamiento para la construcción de nuevas líneas de transmisión al planificador.

Finalmente, se propone una extensión a la definición de los precios marginales loca-cionales temporales para proporcionar una señal económica de la congestión en la red de transmisión operada con criterio N-1 correctivo, y para valorar la capacidad de almacena-miento de agentes prestadores de servicios simultáneos de gestión de energía y de soporte post-contingencia. Se verifica que el sistema de precios propuesto otorga incentivos de se-guimiento del despacho y de ofertar verdaderamente a los agentes prestadores de servicios de almacenamiento de energía.

El esquema de precios propuesto está basado en la solución determinista de la opera-ción económica del sistema, por lo tanto, una de sus limitaciones es la posible inconsis-tencia temporal de la asignación anticipada de recursos producto de la incertidumbre dela demanda y de la generación renovable. Por otra parte, el modelo propuesto no conside-ra la capacidad de regulación estacional del almacenamiento, en consecuencia, el análisis realizado se limitó a considerar ciclos de almacenamiento de corto plazo.

Alternate abstract:

This work investigates the role of fast-acting energy storage systems in transmission expansion planning, by allowing higher transfers through the network during normal operation. This is achieved by considering the ability of energy storage systems to provide real and reactive power reserves after forced single-circuit outages to prevent line overloading and voltage level violations in post-contingency states, and by applying the corrective N−1 security criterion, instead of preventive.

The 2022-2037 Chilean transmission expansion plan is used as a case study, given the high need for flexibility to integrate 29.5 GW of new solar and wind generation capacity several hundred kilometers from its load center, with a system peak demand of 16.5 GW. The results obtained show that fast-acting energy storage systems reduce the cost of the investment plan by USD 712 million (-18 %) mainly because it requires 5 GWh less of conventional storage capacity (-19 %), allowing the system operator to increase the usage of the existing transmission network, and providing the central planner with a deferral option for the construction of new transmission lines.

Finally, an extension to the definition of temporal locational marginal pricing is proposed to provide an economic signal of congestion in the transmission network operated under corrective N−1 security criterion, and to value the storage capacity of agents providing energy management and post-contingency support services, simultaneously. It is verified that the proposed pricing system provides dispatch-following and truthful-bidding incentives to the agents providing energy storage services.

The proposed pricing scheme is based on a deterministic solution for the economic operation of the system, therefore, one of its limitations is the eventual temporal inconsistency of the early allocation of resources due to the uncertainty of the demand and renewable generation. On the other hand, the proposed model does not account the seasonal regulation capacity of the storage systems, in consequence, the analysis carried out was limited to considering short-term storage cycles.