Introducción y Motivación
La creciente penetración de generación fotovoltaica en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) chileno ha transformado
significativamente la operación eléctrica durante la última década. Particularmente en el norte de Chile, las elevadas
condiciones de irradiancia han impulsado un importante desarrollo de centrales fotovoltaicas utility-scale.
Sin embargo, este crecimiento ha estado acompañado por un aumento progresivo de episodios de curtailment y vertimiento de energía
fotovoltaica, originados principalmente por restricciones de transmisión y desacoples entre generación y demanda.
Como consecuencia, parte importante de la energía renovable potencialmente generable no puede ser inyectada al sistema.
En este contexto, los sistemas de almacenamiento mediante baterías (Battery Energy Storage Systems, BESS) han surgido como una alternativa para
mitigar el curtailment, desplazar energía hacia períodos de mayor valor económico y aumentar la flexibilidad operativa del SEN.
No obstante, la operación intensiva de estos sistemas implica ciclos continuos de carga y descarga que aceleran fenómenos de degradación, reduciendo
progresivamente la capacidad útil, el estado de salud (State of Health, SOH) y la vida económica del activo. Por ello, las estrategias de operación no
deben evaluarse únicamente desde un punto de vista económico, sino también considerando sus efectos sobre el desgaste físico de las baterías.
Diversas investigaciones recientes han abordado la relación entre operación, degradación y valorización económica de sistemas BESS. García-Miguel et al. (2022)
destacan la necesidad de incorporar la degradación dentro de la evaluación energética y económica de baterías, mientras que O’Kane et al. (2022) muestran
que variables operacionales como estado de carga, throughput, profundidad de descarga y tasas de carga y descarga influyen directamente sobre los mecanismos
de envejecimiento de baterías de ion-litio.
La presente investigación propone una metodología aplicada para evaluar el costo técnico y económico asociado a la degradación de un sistema BESS utility-scale bajo
condiciones reales de operación del SEN. Para ello, se considera como caso de estudio la planta fotovoltaica CEME1, ubicada en el
norte de Chile, utilizando datos meteorológicos representativos, simulación de generación fotovoltaica en SAM (System Advisor Model) y registros históricos
del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), incluyendo energía inyectada, curtailment y precios marginales de la barra Mirage 220 kV.
Bajo un enfoque ex-post y price-taker, se evalúan distintas estrategias operacionales predefinidas para estimar energía cargada y descargada, throughput, ciclos
equivalentes, SOH, ingresos potenciales, costo de degradación y beneficio neto. El enfoque que se busca dar es responder: si en la planta fotovoltaica hubiera
operado un sistema BESS a partir de la primera restricción registrada por el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), ¿cuánto se hubiera degradado el sistema BESS a la
fecha actual y cuál debería ser el valor de compensación del BESS para justificar su inversión y operación?
La motivación principal de este trabajo surge de la necesidad de comprender de forma integrada la interacción entre recuperación de energía vertida, rentabilidad
operacional y degradación del sistema BESS en el contexto chileno. En particular, se busca aportar una metodología replicable que permita evaluar no solo los
beneficios económicos asociados al almacenamiento energético, sino también las consecuencias físicas y económicas derivadas de su utilización. De esta forma, el
estudio busca cuantificar el costo real de operar un BESS frente al curtailment fotovoltaico y entregar una base técnica para comparar estrategias de operación
en proyectos FV+BESS.