Estudio del impacto económico de la introducción de recursos de almacenamiento para el control de frecuencia en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana

Abstract

Las plantas de generación convencionales han sido muy utilizadas para ofrecer el servicio de regulación de frecuencia reduciendo así su capacidad en potencia para cubrir demanda y provocando aumento en los costos del sistema. Los sistemas de almacenamiento con baterías también se están utilizado en diversos países para contribuir con este servicio, lo que ha facilitado la integración de las renovables. El objetivo principal de este trabajo es analizar el impacto económico que puede provocar la introducción de almacenamiento de energía para regular frecuencia en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana (SENI). Para cumplir con el mismo se procedió a realizar un despacho óptimo semanal de las centrales de generación considerando principalmente las reservas de regulación primaria y secundaria y la inclusión de almacenamiento. Se realizaron comparaciones entre los costos marginales obtenidos con y sin almacenamiento. Es importante mencionar que se consideró un margen del 3 % del total generado para regulación primaria de frecuencia y un margen del 3 % del total generado para regulación secundaria de frecuencia. Para la simulación de este despacho se agruparon las centrales por tecnología, se utilizaron datos de demanda y disponibilidad real de generación, se modelaron las principales restricciones de las centrales térmicas y de los sistemas de almacenamiento. Se simularon varios casos de estudio considerando diferentes escenarios de generación y demanda. Para una mejor resolución se realizó una representación semanal de la demanda por agrupación de meses. Los principales resultados obtenidos mostraron que los costos marginales con y sin almacenamiento no tenían una diferencia significativa, se obtuvo como diferencia apreciable un 2.26 %, de reducción de los costos promedios con almacenamiento con relación a los costos marginales sin almacenamiento aportando energía para la regulación de frecuencia, este porcentaje fue correspondiente al escenario 2 del caso 3 de estudio. También se analizaron las inyecciones y retiros, la influencia del estado de carga y la eficiencia de las baterías. La máxima capacidad en potencia modelada de las baterías fue de 120 MW, correspondiente al escenario 5 y el mayor impacto fue de una disminución de 0.08 % de los costos marginales y se presentó en el caso 2 de estudio, sin embargo, la mayor diferencia entre costos marginales con y sin el aporte de baterías en la regulación de frecuencia se presentó en el caso 3 de estudio, en el escenario 2, donde la batería modelada tenía una capacidad máxima de 30 MW. Para estados de carga inicial de 80 %, 70 % 50 %, los costos marginales evolucionaron en 11.09 $US/MWh, 12 $US/MWh, 11.15 $US/MWh, a medida que disminuyó el estado de carga inicial los costos aumentaron ligeramente, no de manera lineal, sin embargo el costo marginal del escenario base fue de 11.10 US/MWh, menor que los CMG con la inclusión de baterías. En todos los escenarios el retiro de energía de las baterías excedía aproximadamente en un 23 % las inyecciones y se determinó que la eficiencia de carga de las baterías incidía de manera directa en este comportamiento, para eficiencia de carga de 85 %, 90 %, 95 % y 100 %, el consumo respecto a las inyecciones fue de 31 %, 23 %, 17 % y 11 % mayor. Las conclusiones más relevantes fueron las siguientes: En los diferentes escenarios de demanda y generación se comprobó que entre el incremento de potencia de las baterías para regular frecuencia y los costos marginales no existe una relación lineal. A medida que aumenta el estado inicial de carga de las baterías, el consumo de energía de las mismas en el primer periodo se reduce, pero no afecta proporcionalmente el consumo total, tampoco las inyecciones totales, este último dependerá de los requerimientos de reserva y el estado de carga de las baterías durante la evolución de la demanda en el horizonte de estudio.

Conventional generation plants have been widely used to offer the frequency regulation service, thus reducing their power capacity to meet demand and causing an increase in system costs. Battery storage systems are also being used in different countries to contribute to this service, which has facilitated the integration of renewables. The main objective of this work is to analyze the economic impact that the introduction of energy storage to regulate frequency can cause in the National Interconnected Electric System of the Dominican Republic (SENI). To comply with this target, a unit commitment of the generation plants was carried out, considering mainly the primary and secondary regulation reserves and the inclusion of storage. Comparisons were made between the marginal costs obtained with and without storage. It is important to mention that a margin of 3 % of the total generated for primary frequency regulation and a margin of 3 % of the total generated for secondary frequency regulation was considered. For the simulation of this dispatch, the power plants were grouped by technology, demand data and real generation availability were used, and the main restrictions of the thermal power plants and storage systems were modeled. Several study cases were simulated considering different generation and demand scenarios. For a better resolution, a weekly representation of the demand was made by grouping of months. The main results obtained showed that the marginal costs with and without storage did not have a significant difference, an appreciable difference was obtained of 2.26 %, of reduction of the average costs with storage in relation to the marginal costs without storage, providing energy for the regulation of frequency, this percentage corresponded to scenario 2 of case 3 of the study. Injections and consumptions, the influence of the state of charge and the efficiency of the batteries were also analyzed. The maximum modeled capacity of the batteries was 120 MW, corresponding to scenario 5 and the greatest impact was a 0.08 % decrease in marginal costs and was presented in case 2 of the study, however, the greatest difference between marginal costs with and without the contribution of batteries in the frequency regulation was presented in case 3 of the study, in scenario 2, where the modeled battery had a maximum capacity of 30 MW. For initial states of charge of 80 %, 70 % 50 %, the marginal costs evolved by 11.09 $ US / MWh, 12 $ US / MWh, 11.15 $ US / MWh, as the initial state of charge decreased, costs increased slightly, not linearly. However, the marginal cost of the base scenario was 11.10 US / MWh, lower than the CMG with the inclusion of batteries. In all scenarios, the consumption of energy from the batteries exceeded the injections by approximately 23 % and it was determined that the charging efficiency of the batteries had a direct impact on this behavior, for charging efficiency of 85 %, 90 %, 95 % and 100 %, consumption compared to injections was 31 %, 23 %, 17 % and 11 % higher. The most relevant conclusions were the following: In the different demand and generation scenarios, it was found that there is no linear relationship between the increase in battery power to regulate frequency and the marginal costs. As the initial state of charge of the batteries increases, the energy consumption of the batteries in the first period is reduced, but it does not proportionally affect the total consumption, nor will the total injections, the latter depend on the reserve requirements and the state of charge of the batteries during the evolution of demand in the study horizon.