Central Puerto está montando junto a la usina eléctrica que opera en la dársena 6 del Puerto de Buenos Aires una planta de almacenamiento de energía en baterías que contará con una potencia nominal de 150 MW y una capacidad total de almacenamiento de 750 MWh. Este miércoles por la mañana la empresa organizó una visita para la prensa, de la que participó EconoJournal, donde sus directivos detallaron cómo funcionara este nuevo sistema que busca reforzar el sistema eléctrico durante los picos de consumo. ´
Las baterías están siendo montadas en un predio de tres hectáreas a la vera del río que le fue concesionado a la empresa por la Administradora General de Puertos. Son 135 contenedores de tecnología de Litio-Ferrofosfato (LFP), modelo Tener C2-L600, del proveedor chino CATL.
Los contratos para la compra del equipamiento se firmaron en noviembre del año pasado y la construcción de la obra comenzó en febrero. El grado de avance se ubica actualmente en el 70%. Las baterías ya están instaladas en el predio, pero aún resta completar las conexiones. Para completar todas las conexiones se van a requerir unos 125 kilómetros de cables. La intención es terminar entre octubre y noviembre y poder conectarlas a la red antes de fin de año.
Las baterías almacenan electricidad en corriente continua y a través de 1080 inversores de Huawei se convertirá en corriente alterna. Luego hay 23 centros de transformación, también provistos por Huawei, que recibirán la electricidad en corriente alterna y elevarán su tensión hasta 33 kV para permitir su posterior inyección a la red. Por último, está previsto montar una subestación equipada con 2 transformadores de potencia de 33/132 kV y 105 MVA cada uno, diseñada para vincular los circuitos del parque con la red de transporte eléctrico.
La inversión prevista por Central Puerto para esta planta de almacenamiento, denominada Nuevo Puerto, es de US$ 150 millones. La compañía tiene además un segundo proyecto en Central Costanera con una potencia nominal de 55 MW y una capacidad total de almacenamiento de 275 MWh. La inversión en este caso está cerca de los US$ 40 millones.
¿Cómo funcionan las baterías de almacenamiento?
Las baterías no van a generar energía. Lo que hacen es desplazarla en el tiempo. En algún momento del día, la absorben, la guardan y después la entregan al sistema. Las 135 baterías que está montando Central Puerto van a tardar en cargarse entre 6 y 8 horas.
En el momento en el que las baterías se cargan le suman mayor demanda al sistema de generación. Por lo tanto, se van a comenzar a cargar después del pico de consumo de la noche y a lo largo de toda la madrugada. Luego, en el momento en el que la demanda crece pueden aportar energía durante 5 horas.
“La regulación fijaba 4 horas, pero se fijó un incentivo económico y si aumentábamos un poco el CAPEX, es decir, si hacíamos el equipo un poco más robusto, podíamos capturar un margen adicional. Por eso lo diseñamos para descargar durante 5 horas”, aseguró Leonardo Katz, director de Planeamiento Estratégico de Central Puerto.
La regulación a la que hace referencia Katz son las reglas que fijó el gobierno cuando convocó a una licitación, denominada AlmaGBA, para contratar centrales de almacenamiento de baterías. En los pliegos de esa licitación se estableció también se remunera a los operadores a través de un pago por capacidad disponible, que formó parte de lo que ofertaron las empresas en la licitación. El diferencial de precios que pueda llegar a haber entre el momento que se carga la batería y el momento en que se descarga no se lo apropia el generador.
El que dispone cuando se va a utilizar esa energía almacenada en las baterías no es el operador sino Cammesa. La empresa cobra por tener esa energía disponible y lo único que sí sabe es que Cammesa puede disponer de esa energía 180 veces al año. Esa cifra que se estableció en los términos de referencia la empresa la necesitaba porque al momento de diseñar el complejo de baterías no es lo mismo saber que se van a tener que cargar y descargar 180 veces que 365 veces por año. En términos de desgaste y electrónica es diferente. Si luego la empresa no está disponible esas 180 veces va a sufrir una penalización.
La licitación de AlmaGBA estableció que la energía disponible en las baterías la pagan las distribuidoras, en este caso Edenor y Edesur. Se estableció un esquema de contrato directo con las distribuidoras con garantía final de Cammesa.
–¿Cómo se organiza la prioridad de ese despacho? Si ustedes tienen las baterías cargadas y pueden brindar energía al sistema, pero esa energía también la puede brindar una central termoeléctrica, ¿quién brinda energía si no es necesario que los dos la brinden? –preguntó EconoJournal.
Hay un montón de criterios, pero vamos a hacerlo simple. El arranque de una máquina térmica lleva tiempo, no puede generar energía instantáneamente, tiene rampas de subida y bajada. Si Cammesa observa que va a necesitar más energía toda la semana, las 24 horas del día, por citar un caso extremo, va a optar por la máquina térmica, pero si solamente necesita cubrir 2 horas durante una noche, probablemente use la energía disponible en la batería. –aseguró Gabriel Ures, director comercial de Central Puerto.
Por qué montar estas plantas de almacenamiento en baterías
Hay una discusión abierta sobre si conviene montar estas plantas de almacenamiento de energía en baterías o si es mejor ampliar el parque de generación térmica a gas, sobre todo en un país como la Argentina que cada vez va a tener más gas de la mano de la explotación de Vaca Muerta. Los ejecutivos de Central Puerto dijeron que esa decisión depende de múltiples factores y no tomaron partido, pero aseguraron que en la actualidad el sistema de almacenamiento en baterías supone una ventaja en lo que refiere a los tiempos de instalación.
“Este tipo de proyectos puede demorar menos de dos años entre que lo pensás y lo ponés en marcha. Hoy no pasa lo mismo con el equipamiento térmico por la fuerte demora que hay en la entrega de turbinas”, señala Katz. “Fechas de entrega de turbinas para 2029 prácticamente no hay. Por lo tanto, hay que pensar en 2030, 2031 o 2032 para la entrega de una máquina nueva, dependiendo de la tecnología”, agregó.
El sector de proveedores de turbinas de gas está fuertemente concentrado. El segmento de turbinas grandes lo controlan General Electric, Siemens y Mitsubishi un poco más atrás. Esas tres compañías. “El modelo de negocios de estas firmas cambió radicalmente en los últimos años. General Electric, por ejemplo, fue parte del consorcio que construyó Vuelva de Obligado. Hoy no participa en ningún escalón de la construcción. Solo vende máquinas y se especializó en determinado segmento de máquinas. Produce solo cuatro máquinas. Siemens también produce solo cuatro y Mitsubishi dos. ¿Por qué les pasó eso? Porque el mercado se les fue achicando de la mano del boom de las energías verdes, el reemplazo de combustibles fósiles por energías renovables. Hasta hace poco era difícil conseguir que el BID financiara una turbina de gas”, remarca Katz.
En ese contexto, cuando la demanda comenzó a presionar por el boom del shale en Estados Unidos y la construcción de data centers para el desarrollo de la inteligencia artificial las demoras en los plazos de entrega comenzaron a ser cada vez mayores. Las empresas no tienen capacidad de entrega y lo que se está produciendo es un negocio de ventas de espacios en el lugar de fabricación. “Si hoy quisiéramos encarar un proyecto de ese tipo tendríamos que señar un slot a un valor cercano al 30% de una turbina de gas y hay que pagarlo cash. Y si después el proyecto no se hace ese dinero se pierde”, concluyó Katz.
, Fernando Krakowiak
0 comments
Write a comment