Evaluar la rentabilidad del BESS para su uso durante la hora punta coincidente del SEIN en el Terminal Portuario Norte Multipropósito del Callao Trabajo de Investigación presentado en satisfacción parcial de los requerimientos para obtener el grado de Maestro en Gestión de la Energía por: Armando Saldaña Quispe Daniel Alexei Torres Mejia Gabriel Leonidas Janqui Bayona Miguel Angel Palomino Alfaro Olga Katherine Terreros Delgadillo Programa de la Maestría en Gestión de la Energía Lima, 11 de julio de 2025 ii iii El presente trabajo de investigación Evaluar la rentabilidad del BESS para su uso durante la hora punta coincidente del SEIN en el Terminal Portuario Norte Multipropósito del Callao Ha sido aprobado. .............................................................. Carlos Antonio Aguirre Gamarra (Jurado) .............................................................. Jaime Raúl Mendoza Gacón (Jurado) .............................................................. Luis Alberto Espinoza Quiñonez (Asesor) Universidad ESAN 2025 iv Armando Saldaña Quispe Ingeniero de Minas con sólida trayectoria en seguridad, salud ocupacional, medio ambiente y supervisión de obras en sectores de energía, construcción y minería. Más de 20 años liderando proyectos de electrificación rural, infraestructura educativa y sanitaria, carreteras, y sistemas de agua potable, en cumplimiento estricto de la normativa nacional (Ley N.º 29783, DS N.º 005-2012-TR, RM N.º 111-2013- MEM/DM) y estándares internacionales (ISO 9001, OHSAS 18001, ISO 14001). Especialista en la implementación de sistemas integrados de gestión, elaboración de IPERC, planes de contingencia, brigadas de emergencia y programas de capacitación. Capacidad comprobada para liderar equipos, generar cultura preventiva y alcanzar riesgo cero en múltiples obras. FORMACION 2023 - 2025 Maestría en Gestión de la Energía - Universidad ESAN 2008-2008 Sistema Integrado de Gestión 1978- 2002 Ingeniero de Minas. EXPERIENCIA 2014- Actualidad Obritec SAC Cargo: Supervisor de Seguridad y Salud en el trabajo Funciones: • Diagnóstico del sistema de gestión de seguridad y salud en el trabajo de acuerdo con la norma legal ley 29783 “Ley de seguridad y salud en el trabajo”, su reglamento DS N°005- 2012-TR y del sector eléctrico la RM-N°111-2013- MEM/DM. • conformación del sistema de gestión en cumplimiento del artículo 13° de la RM-N°111-2013/MEM/DM. • Formación de los miembros del subcomité de seguridad y salud en el trabajo. • Implementación del sistema de control. • Implementación del uso de registros de seguridad y salud en el trabajo. • implementación de indicadores de control en capacitación. supervisión de trabajos de campo, inspección de herramientas. • Cumplimiento de la normatividad respeto a la seguridad y salud en el trabajo. 2012-2014 ICE Ingenieros construcción de sistemas eléctricos Proyecto Conga Cargo: Supervisor de Seguridad y Salud en el trabajo Funciones: • Diagnóstico del sistema de gestión de seguridad y salud en el trabajo de acuerdo con la norma legal ley 29783 “Ley de v seguridad y salud en el trabajo”, su reglamento DS N°005- 2012-TR y del sector eléctrico la RM-N°111-2013- MEM/DM. • conformación del sistema de gestión en cumplimiento del artículo 13° de la RM-N°111-2013/MEM/DM. • Formación de los miembros del subcomité de seguridad y salud en el trabajo. • Implementación del sistema de control. • Implementación del uso de registros de seguridad y salud en el trabajo. • implementación de indicadores de control en capacitación. supervisión de trabajos de campo, inspección de herramientas. • Cumplimiento de la normatividad respeto a la seguridad y salud en el trabajo. 2004-2011 Electrocentro S.A. Cargo: Supervisor de Seguridad y Salud en el trabajo Funciones: • Diagnóstico del sistema de gestión de seguridad y salud en el trabajo de acuerdo con la norma legal ley 29783 “Ley de seguridad y salud en el trabajo”, su reglamento DS N°005- 2012-TR y del sector eléctrico la RM-N°111-2013- MEM/DM. • conformación del sistema de gestión en cumplimiento del artículo 13° de la RM-N°111-2013/MEM/DM. • Formación de los miembros del subcomité de seguridad y salud en el trabajo. • Implementación del sistema de control. • Implementación del uso de registros de seguridad y salud en el trabajo. • implementación de indicadores de control en capacitación. supervisión de trabajos de campo, inspección de herramientas. • Cumplimiento de la normatividad respeto a la seguridad y salud en el trabajo. vi Miguel Angel Palomino Alfaro Ingeniero Electricista titulado y colegiado, con más de 7 años de experiencia en operación y mantenimiento en el sector eléctrico. Especializado en la gestión de proyectos y mejora continua, con enfoque estratégico y alineado a la dinámica del mercado eléctrico. Experto en la optimización de procesos mediante metodologías Lean Six Sigma, con resultados en la reducción de costos operativos y de mantenimiento. Con experiencia en la implementación de buenas prácticas técnicas y operativas, así como en la toma de decisiones en entornos de alta exigencia. Orientado a resultados, con habilidades para la resolución de problemas, liderazgo técnico y compromiso con la eficiencia y sostenibilidad del negocio. FORMACIÓN 2023 – 2025 Maestría en Gestión de la Energía - Universidad ESAN 2021 – 2022 Especialización En Lean Six Sigma Black Belt 2020 – 2021 Especialización en Confiabilidad y Gestión de Mantenimiento 2017 – 2018 Licenciado en Ingeniería Eléctrica - Universidad Nacional del Centro del Perú 2010 – 2015 Bachiller en Ingeniería Eléctrica – Universidad Nacional del Centro del Perú EXPERIENCIA 2023 – Actualidad Statkraft Perú S.A Cargo: Supervisor de Mantenimiento PCM y LLTT Funciones: Dirección de equipos multidisciplinario de trabajo para la recolección y análisis de datos para la elaboración de matrices de condición de los activos principales de equipos de Alta Tensión, logrando identificar los activos críticos. • Formación de equipos interdisciplinarios de trabajo y dirección en el desarrollo y la implementación de aplicativos para optimización de la gestión de activos y proceso de mantenimiento, aplicando metodologías Lean y Six Sigma, con el propósito de jerarquizar y priorizar actividades de gran impacto dentro del programa de mantenimiento, logrando incrementar los indicadores de disponibilidad hasta el 90%, reduciendo los costos de vii penalización por procedimiento de Osinergmin hasta un 80%. • Mejora significativa en el proceso de automatización y modernización de plantas manteniendo los estándares y protocolos de calidad, optimizando los tiempos de ejecución diferenciando actividades internas y externas – aplicación de metodología SMED. 2021- 2022 Statkraft Perú S.A Cargo: Residente de Proyecto para la Construcción de Subestaciones de Alta Tensión Funciones: Encargado de liderar un equipo multidisciplinario para la elaboración de estudios preliminares, ingeniería de detalle, adjudicación y ejecución del proyecto para la ampliación de subestaciones de alta tensión. • Durante la ejecución se logró cumplir y superar la meta de los indicadores de seguridad HSS en un 100%. Obteniendo el reconocimiento de la empresa nivel internacional como mejores gestores en HSS. • Se implementó estrategias que permitieran identificar las rutas críticas dentro de la gestión del proyecto con el propósito de proponer y anticipar actividades y entrega de equipos críticos durante la ejecución, esto permitió optimizar el tiempo de ejecución logrando un ahorro para la compañía del 20% del presupuesto total. 2021- 2022 Statkraft Perú S.A Cargo: Residente de Proyecto para la Construcción de Estaciones de Monitore de Viento para la Construcción de Centrales Eólicas Funciones: Encargado de liderar un equipo multidisciplinario para la elaboración de estudios preliminares, ingeniería de detalle, adjudicación y ejecución del proyecto para la ampliación de subestaciones de alta tensión. • Se implementó estrategias que permitieran identificar las rutas críticas dentro de la gestión del proyecto con el propósito de proponer y anticipar actividades y entrega de equipos críticos durante la ejecución, esto permitió optimizar el tiempo de ejecución. viii 2018- 2020 Statkraft Perú S.A Cargo: Ingeniero de Gestión de Activos Funciones: Liderar equipos multidisciplinario para la implementación de sistemas de gestión, evaluación y mejora de la condición de activos del sistema de alta tensión; a través de la designación de presupuesto optimizado para la ejecución de proyectos dentro del plan de inversiones de la compañía. Reportando a la Gerencia de Operaciones. • Organización de equipos de trabajo para la elaboración de propuestas de mejora e implementación de proyectos clave a través de la metodología Lean Six Sigma para la mejora de condición de activos de Transmisión. Se logró optimizar el plan de inversiones en un 55% al costo inicial. ix Olga Katherine Terreros Delgadillo Especialista en Planificación de la producción en el rubro del Oil & Gas con más de 8 años de experiencia, liderando los programas de exportación de gas natural liquido (GNL) de la única planta de licuefacción de Sudamérica. Asimismo, he liderado proyectos I+D destacada en Brasil. Actualmente me encuentro capacitándome con lideres al más alto nivel en la maestría de Gestión de la energía. Tengo como objetivo liderar proyectos de energía para el desarrollo del Perú. FORMACIÓN 2023 - 2025 Maestría en Gestión de la Energía - Universidad ESAN. 2018 - 2019 MBA Especialidad en Project Management - Instituto Europeo de Postgrado. 2010 - 2014 Ingeniería Química titulada - Universidad Nacional De Ingeniería EXPERIENCIA 2017 - Actualidad HUNT LNG Operating Company (Planta Melchorita) - Perú Cargo: Planificadora de producción Funciones: • Planificación diaria de la producción de gas natural licuado (GNL) con stakeholders a nivel comercial y operativo para el cumplimiento del plan de exportación de GNL y venta al mercado local. • Planificación del programa de llegada de refrigerantes utilizados en el proceso de licuefacción tales como como propano, etileno y nitrógeno para el aseguramiento de la producción de GNL. • Desarrollo y manejo de KPI’s para el monitoreo de la eficiencia, utilización, disponibilidad y confiabilidad de planta. • Manejo e interpretación de datos en tiempo real utilizando el Software PI PROCESS BOOK. • Soporte continuo a la gerencia de producción para la elaboración de reportes de planta. • Elaboración y seguimiento del cumplimiento del presupuesto anual del área de producción. x 2016- 2017 HUNT LNG Operating Company (Planta Melchorita) - Peru Cargo: Practicante de Ingeniería de Procesos y Laboratorio Funciones: • Desarrollo y manejo de KPI’s para el monitoreo de variables de proceso de licuefacción de gas natural. • Monitoreo de variables de proceso en la unidad de osmosis inversa. • Planificación del lavado de membranas. • Manejo e interpretación de datos en tiempo real utilizando el Software PI PROCESS BOOK. • Balance de materia y energía en unidades de planta y servicios auxiliares. • Preparación de reportes de cálculo de ingeniería de procesos. • Soporte al área en la evaluación y resolución de problemas de planta. • Soporte en la planificación, recopilación de información y preparación del material para los estudios HAZOP 2016- 2017, utilizando el Software LEADER PHA. 2015-2016 UNIVERSIDAD DE INGENIERÍA Y TECNOLOGÍA (UTEC)- PERÚ Cargo: Colaboradora en el proyecto de investigación financiado por el FINCyT y desarrollado entre las universidades UTEC y USP (Brasil). Funciones: • Realizar el trabajo experimental del proyecto de investigación: “Tratamiento de efluentes orgánicos fenólicos provenientes de la industria de colorantes por la tecnología Fenton/Foto-Fenton” • Reportar avances periódicos del proyecto, así como realizar presentaciones para UTEC. 2015 UNIVERSIDAD DE SAO PAULO (USP)- BRASIL Cargo: Investigador Interno Funciones: • Realizar pruebas experimentales en el Centro de Ingeniería de Sistemas Químicos del Departamento de Ingeniería Química de la Escuela Politécnica de la Universidad de Sao paulo del proyecto de investigación: “Tratamiento de efluentes orgánicos fenólicos provenientes de la industria de colorantes por la tecnología Fenton/Foto-Fenton”. • Aprendizaje y ejecución de técnicas analíticas tales como Cromatografía Líquida de Alta Eficiencia (HPLC), Espectrofotometría UV-Visible y Análisis de COT en los experimentos de degradación del fenol en sistemas acuosos. xi Daniel Alexei Torres Mejía Llevo trabajando en el área de mantenimiento, asociada a la infraestructura eléctrica desde el año 2012. Mi experiencia está desarrollada en labores de supervisión y mantenimiento de subestaciones eléctricas en alta, media y baja tensión. Sistemas de iluminación exterior mediante postes de 40 y 20 metros. Edificios y sistemas de puesta a tierra. Desde el 2018 he desarrollado evaluaciones y proyectos referentes a la eficiencia energética, los cuales han brindado beneficios a la compañía donde estoy laborando. Tengo conocimiento que a nivel mundial se han definido objetivos de des carbonización y mi interés es ampliar mis conocimientos sobre gestión energética, con objeto de seguir aportando con nuevas iniciativas y proyectos. FORMACIÓN 2025 – Maestría en Gestión de la Energía, Universidad ESAN 2006 – Ingeniería Eléctrica, Universidad Nacional De Ingeniería EXPERIENCIA 2023 - Actualidad APM Terminals Callao S.A. Cargo: Gerente de Infraestructura Funciones: • Gestión de la infraestructura civil y eléctrica de la terminal. • Gestión de la ejecución del mantenimiento preventivo, correctivo y emergencias referidas a la infraestructura civil y eléctrica de la terminal. • Gestión de los proyectos de inversiones complementarias, asociadas a la infraestructura civil, eléctrica y equipos portuarios de la terminal. • Responsable del control del presupuesto de la infraestructura de la terminal. 2021- 2023 APM Terminals Callao S.A. Cargo: Gerente de Soporte Funciones: • Gestión del planeamiento de los equipos y de la infraestructura de la terminal. • Gestión de la elaboración y el control del plan de mantenimiento de los equipos y de la infraestructura eléctrica. • Responsable de elaborar y controlar los indicadores de mantenimiento del área. xii • Responsable del desarrollo de las actividades de confiabilidad de los principales activos de la terminal. • Responsable del control del presupuesto de los equipos y de la infraestructura • Responsable de la elaboración de los casos de negocio e inversiones complementarias asociadas a los equipos de la terminal. 2012-2021 APM Terminals Callao S.A. Cargo: Supervisor / jefe de Electricidad Funciones: • Responsable del mantenimiento de la infraestructura eléctrica dentro de la terminal: Subestaciones eléctricas en alta y media tensión, Sistemas de iluminación exterior, redes eléctricas en baja tensión, talleres y oficinas, sistemas de aterramiento y puestas a tierra. • Responsable de la ejecución del plan de mantenimiento y del presupuesto anual asignado. • Elaboración de iniciativas de mejora continua, casos de negocio y planteamientos de eficiencia energética. 2008-2011 Empresa Nacional de Puertos S.A. Cargo: Especialista de Mantenimiento mecánico, eléctrico y electrónico de Grúas Pórtico. Funciones: • Realizar actividades de mantenimiento mecánico, eléctrico y electrónico para las grúas de patio RTG y para las grúas de muelle STS. xiii Gabriel Leonidas Janqui Bayona Ingeniero Mecánico Colegiado en el Perú, con más de 20 años de experiencia como Ingeniero de Terreno, Ingeniero Residente de Obra, jefe de Calidad e Inspector en la Fabricación y construcción de líneas de tuberías (pipeline), redes de tuberías de acero y HDPE, Recipientes a Presión, Estructuras Metálicas, Tanques de almacenamiento en los sectores de Minería Petróleo y Gas Natural. FORMACIÓN 2025 – Maestría en Gestión de la Energía, Universidad ESAN 2002 – Especialización en Ingeniería de Soldadura – PUCP 2002 – Ingeniería Mecánica - UNI EXPERIENCIA 2020 - Actualidad BECHTEL Cargo: Ingeniero Líder de Soldadura en Terreno Funciones: • Asegurar la implementación del Programa de Soldadura en el proyecto y el cumplimiento de las especificaciones para los proyectos de Construcción: Proyecto Minero Quebrada Blanca 2 en Chile y; Planta de tratamiento de Agua - Yanacocha en Perú • Realizar la supervisión de los contratistas asegurando el cumplimiento de las especificaciones del proyecto • Supervisión de Ensayos No destructivos desarrollados en las Áreas de: Concentradora, Gerenciamiento de Relaves (TMF), Pipeline Agua/Concentraducto y Puerto • Responsable de la adquisición y control de los consumibles utilizados en Proyecto 2018- 2020 PLUSPETROL Cargo: Ingeniero de Construcción Funciones: • Supervisor por parte del cliente en los proyectos de construcción y de mejora de la planta de Gas de Malvina. • Asegurar el cumplimiento de las especificaciones de los proyectos de desarrollo de la planta y de los proyectos de Mejora. • Planificación de los trabajos relacionados a materiales y soldadura dentro de los proyectos de desarrollo de planta. • Liderar equipo de trabajo de la especialidad de tuberías, y soldadura para los proyectos de desarrollo de Planta de gas Malvinas. xiv 2012-2017 BECHTEL Cargo: Ingeniero Líder de Soldadura en Terreno Funciones: • Asegurar la implementación del Programa de Soldadura en el proyecto y el cumplimiento de las especificaciones de los Proyecto de Construcción: Proyecto Minero Antapaccay y; Proyecto Minero Las Bambas. • Realizar la supervisión de los contratistas asegurando el cumplimiento de las especificaciones del proyecto • Supervisión de Ensayos No destructivos desarrollados en las Áreas de: Concentradora, Chancador, líneas de Relaves, Líneas de Agua • Responsable de la adquisición y control de los consumibles utilizados en Proyecto i ÍNDICE GENERAL GLOSARIO DE TÉRMINOS ..................................................................................... vii RESUMEN EJECUTIVO ............................................................................................. ix CAPÍTULO I. INTRODUCCIÓN ................................................................................ 1 1.1. Planteamiento del problema .......................................................................... 1 1.2. Planteamiento de la hipótesis......................................................................... 3 1.3. Objetivos .......................................................................................................... 3 1.3.1. Objetivo general ....................................................................................... 3 1.3.2. Objetivos específicos ................................................................................ 4 1.4. Justificación ..................................................................................................... 4 1.5. Alcances ........................................................................................................... 5 1.6. Metodología de la investigación .................................................................... 5 1.7. Limitaciones .................................................................................................... 6 CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO ........................................................................... 7 2.1. Mercado eléctrico peruano ............................................................................ 7 2.1.1. Tipos de usuarios ............................................................................................. 8 2.1.2. Determinación de precios de energía .............................................................. 9 2.2. Cargos de facturación eléctrica ................................................................... 11 2.3. Energía en horas punta y horas fuera de punta ........................................ 13 2.4. Máxima demanda mensual del SEIN ......................................................... 14 2.5. Demanda coincidente y máxima demanda coincidente............................. 14 2.6. Sistema de almacenamiento de energía con batería BESS ....................... 14 2.6.1. Componentes de un sistema BESS .......................................................... 16 2.6.2. Consideraciones de seguridad ............................................................... 19 2.6.3. Códigos y Estándares ............................................................................. 20 2.6.4. Reducción de picos o peak shaving. ....................................................... 23 2.7. Diseño y dimensionamiento de BESS ......................................................... 24 2.7.1. Ciclos de carga y descarga .................................................................... 24 2.7.2. Vida útil de las Baterías ......................................................................... 25 2.7.3. Porcentaje de Carga de la Batería ......................................................... 26 2.7.4. Eficiencia de ida y vuelta........................................................................ 26 2.7.5. Dimensionamiento .................................................................................. 26 2.8. Aplicaciones de BESS en el Perú ................................................................. 28 2.8.1. BESS “La Morena”, Compañía Minera Poderosa. ............................... 29 2.8.2. BESS, Pamolsa. Empresa del grupo Carvajal ....................................... 29 2.8.3. BESS, Enel, Ventanilla-Callao ............................................................... 29 2.8.4. BESS, Electro Dunas, Subestación Llipata, Nazca ................................ 30 ii 2.8.5. BESS, Kallpa Generación S.A, Chilca ................................................... 30 CAPÍTULO III. IDENTIFICAR LOS PRINCIPALES PARÁMETROS E INDICADORES ENERGÉTICOS, ASOCIADOS A LA POTENCIA Y QUE IMPACTAN EN LA FACTURACIÓN DE LA TERMINAL .................................. 32 3.1. Cargos de Factura Eléctrica ........................................................................ 32 3.2. Contrato de energía cliente libre APMTC ................................................. 33 3.3. Perfil de demanda de la terminal ................................................................ 36 3.3.1. Metodología para la elaboración del perfil de demanda diario ............ 36 3.3.2. Selección del horario de máxima demanda ............................................ 38 3.4. Máxima demanda coincidente del SEIN y de La Terminal ...................... 38 CAPÍTULO IV. DETERMINAR LA CAPACIDAD DEL DISEÑO DEL BESS .. 40 4.1. Consideraciones del proyecto ...................................................................... 40 4.1.1. Ubicación Geográfica ............................................................................ 40 4.2. Conexión a la red eléctrica de la terminal .................................................. 41 4.2.1. Consideraciones para la ubicación e instalación .................................. 41 4.2.2. Equipamiento para la conexión a la subestación principal 20kV .......... 44 4.3. Dimensionamiento del BESS, potencia y energía ...................................... 45 4.3.1. Vida útil de baterías del sistema BESS ................................................... 46 4.3.2. Costos de energía del sistema BESS ...................................................... 47 CAPÍTULO V. EVALUAR LA RENTABILIDAD DEL PEAK SHAVING CON BESS VS AUTOGENERACION GN ......................................................................... 48 5.1. Evaluar la rentabilidad del peak shaving con BESS ................................. 48 5.1.1. Consideraciones financieras .................................................................. 48 5.1.2. Cálculo de costes inversión y operación. ............................................... 49 5.1.3. Modelo financiero .................................................................................. 51 5.1.4. Planteamiento de escenarios: pesimista, esperado y optimista, basado en capacidad y duración. ............................................................................................. 54 5.1.5. Resultados de los flujos de caja obtenidos. ............................................ 54 5.2. Evaluar la rentabilidad del peak shaving con autogeneración GN ......... 56 5.2.1. Selección de la turbina GN ..................................................................... 58 5.2.2. Consideraciones financieras .................................................................. 60 5.2.3. Cálculo de costes de inversión y operación ........................................... 61 5.2.4. Modelo financiero .................................................................................. 64 5.2.5. Planteamiento de escenarios: pesimista, esperado y optimista, basado en capacidad y duración .............................................................................................. 65 5.2.6. Resultados de los flujos de caja obtenidos ............................................. 66 CAPÍTULO VI. CONCLUSIONES ............................................................................ 67 CAPÌTULO VII. RECOMENDACIONES ................................................................ 69 iii CAPÍTULO VIII. ANEXOS ........................................................................................ 70 ANEXO 01 – Cálculo de precios y peajes .............................................................. 70 ANEXO 02 – Selección de baterías para sistema BESS ......................................... 72 ANEXO 03 – Fichas técnicas de equipos para implementación de sistema BESS 79 ANEXO 04 – Costo nivelado de almacenamiento .................................................. 87 ANEXO 05 – Consideraciones financieras ............................................................. 88 ANEXO 06 – Escenarios del modelo financiero .................................................... 89 ANEXO 07 – Cotizaciones del Sistema BESS ....................................................... 90 ANEXO 08 – Datos de costos de energía 2024 ...................................................... 93 ANEXO 09 – Cotización y fichas técnicas de equipos de Gas Natural .................. 94 ANEXO 10 – Pliego tarifario de Cálidda de mayo 2025 ........................................ 96 ANEXO 11 – Flujos de caja – Análisis de Escenarios ........................................... 97 ANEXO 12 – Resumen de Tiempo de Retorno de la Inversión (PayBack) ......... 121 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ..................................................................... 123 iv ÌNDICE DE TABLAS Tabla 2.6-1 Códigos y Normas para el diseño y construcción de Sistemas BESS......... 21 Tabla 3.22-3.2-1 Precios de Potencia y Energía por Contrato ....................................... 35 Tabla 3.4-1 Registro Estadístico de ocurrencia de la Máxima Demanda del SEIN ....... 39 Tabla 4.1-1 Coordenadas UTM de APM Terminals Callao S.A. ................................... 40 Tabla 4.1-2 Parámetros Ambientales de La terminal. .................................................... 41 Tabla 4.3-1 Características Técnicas de Baterias para el Sistemas BESS...................... 46 Tabla 4.3-2 Cálculos para Determinar los Costos de Energía del Sistema BESS .......... 47 Tabla 5.2-1 Modos de Operación – Potencia de Grupos Electrógenos y Horas de Operación........................................................................................................................ 59 Tabla 2- Consideraciones Iniciales de Operación .......................................................... 73 Tabla 3- Parámetros de Consideración ........................................................................... 73 Tabla 4- Cálculo de Dimensionamiento para el Sistema Almacenamiento BESS ........ 73 Tabla 5- Cálculo de Dimensionamiento de PCS – Sistema de Almacenamiento BESS 74 Tabla 6 Características de Transformador para la Interconexión del BESS – Marca Tersa ............................................................................................................................... 76 Tabla 7 Características Técnicas de Interruptor de Media Tensión UniGear ZS1 – Marca ABB ................................................................................................................................ 77 v ÌNDICE DE ILUSTRACIONES Figura 1.1-1 Evolución Histórica del Precio Regulado de la Potencia de Generación (PPM) y Conexión en Barra (PCSPT). ............................................................................. 2 Figura 1.1-2 Evolución de la Tasa de Crecimiento de Precio Regulado de Generación (PPM) y Preció de Regulación en Barra (PCSPT). .......................................................... 2 Figura 2.1-1 Cadena de Valor de Mercado Eléctrico ...................................................... 7 Figura 2.1.1-1 Mercado Eléctrico Peruano ...................................................................... 8 Figura 2.1.1-2 Determinación de Precios de Consumidores ........................................... 9 Figura 2.1.13 Esquema de Estimación de Precios con el Programa – Perseo 2.0 ......... 10 Figura 2.1.1-4 Despacho Económico de Costos Marginales – SEIN ............................ 11 Figura 2.61 Carga y Descarga de Batería de Li-on ....................................................... 15 Figura 2.6-2 Componentes de Un sistema BESS .......................................................... 16 Figura 2.6-3 Componentes de Inversor o Sistema de Conversión de Potencia (PCS) .. 17 Figura 2.6-4 Diagrama Unifilar SLD que destaca las diferencias bloque DC (en Rojo) y un bloque AC (en azul). .................................................................................................. 18 Figura 2.6-5 las causas principales de incendios en sistemas BESS, diferenciando entre factores internos (anillo interior) y externos (anillo exterior) a las baterías. .................. 20 Figura 2.66 Aplicaciones Típicas de BESS en Reducción de Picos – Peak Shaving.... 23 Figura 2.7-1 Cuadro resumen de Ejemplo del dimensionamiento de Baterías ............. 28 Figura 3.1-1 Facturación Mensual del Mes de Mayo del 2024 – APM Terminals Callao S.A. ................................................................................................................................. 32 Figura 3.3-1 Mediciones de Potencia por hora de enero a diciembre del 2024 ............ 36 Figura 3.3-2 Mediciones de Potencia por hora – enero 2024 ........................................ 37 Figura 3.3-3 Mediciones de Potencia por hora – noviembre 2024 ................................ 37 Figura 3.3-4 Análisis de Perfil de Carga diario por Meses de 2024 .............................. 37 Figura 3.3-5 Perfil de Carga Representativo diario, Correspondiente al Año 2024 - Identificación de Horas Punta y Horas Fuera de Punta. ................................................. 38 Figura 3.4-1 Distribución Normal de la Máxima Demanda del SEIN .......................... 39 Figura 4.1-1 Ubicación Geográfica de APM Terminals Callao S.A. ............................ 40 vi Figura 4.2-1 Esquema General de Ubicación de Subestación y Grupos Electrógenos – APM Terminals Callao S.A. ........................................................................................... 42 Figura 4.2-2 Esquema Específico de Ubicación de Subestación y Grupos Electrógenos – APM Terminals Callao S.A. ........................................................................................ 42 Figura 4.2-3 Esquema Específico de Ubicación para la Instalación de Sistema BESS – APM Terminals Callao S.A. ........................................................................................... 43 Figura 4.2-4 Diagrama Unifilar Con Instalación de Sistema BESS en 0,69/20kV ....... 43 Figura 4.2-5 Distribución de Espacios y Equipos Necesarios para el Sistema BESS ... 44 Figura 5.2-1 Esquema de Energización desde la Red Eléctrica y Autogeneración ....... 57 Figura 5.2-2 Perfil de Carga – Abastecimiento Base .................................................... 57 Figura 5.2-3 Perfil de Carga – Abastecimiento Pico ..................................................... 58 vii GLOSARIO DE TÉRMINOS APMTC APM Terminals Callao S.A. BESS Battery Energy Storage Systems BMS Sistema de Gestión de Baterías BoP Balance of Plant BT Baja Tensión CG Carga General COES Comité de Operación Económica del Sistema CTN Contenedores DC Demanda Coincidente DOD Profundidad de Descarga de Batería ESS Energy Storage Systems EMS Sistema de Gestión de Energía GEI Gases de Efecto Invernadero. HFP Horas Fuera de Punta HP Horas Punta HV Alta Tensión “High Voltage” LCOS Costo Nivelado de Almacenamiento MDC Máxima Demanda Coincidente MDM Máxima Demanda Mensual MME Mercado Mayorista de Electricidad MT Media Tensión PCSPT Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión. PPM Precio de Potencia de Punta a Nivel Generación SEIN Sistema Interconectado Nacional SOC Estado de Carga de Batería WACC Costo Promedio Ponderado de Capital NFPA 70 / NEC Código nacional de electricidad de EE. UU NFPA 855 Código para la instalación segura de sistemas de almacenamiento de energía con baterías. NFPA 68 Norma sobre control de deflagraciones y ventilación para liberación de presión por explosiones de gas. viii NFPA 69 Norma para sistemas de mitigación de explosiones mediante supresión o ventilación controlada. NFPA 72 Código nacional de alarmas y sistemas de detección de incendios. UL 9540 Estándar para sistemas de almacenamiento de energía que evalúa seguridad general y desempeño. UL 9540A Método de prueba para evaluar la reacción térmica y liberación de gases en baterías de sistemas BESS. UL 1973 Norma para baterías usadas en aplicaciones estacionarias y de movilidad eléctrica. UL 1741 Estándar para inversores y equipos relacionados con sistemas de energía distribuida. IFC Código internacional que establece requisitos para prevención y protección contra incendios. IEC 62619 Norma internacional para la seguridad de baterías secundarias para sistemas estacionarios y de potencia. IEC 62933 Norma para sistemas de almacenamiento de energía eléctrica y su integración en redes eléctricas ix RESUMEN EJECUTIVO La presente tesis tiene como objetivo evaluar la rentabilidad de implementar un sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS) en el Terminal Portuario Norte Multipropósito del Callao, operado por APM Terminals Callao, como medida para reducir la facturación por máxima demanda coincidente (MDC) durante el horario punta del SEIN. El suministro eléctrico proviene del Distribuidor en el nivel de tensión 60 kV, y en el Terminal Portuario se realiza la reducción de tensión a 20 kV para su distribución y uso interior. Se plantea el uso de un BESS para “peak shaving”, contenerizado de 1 MW/2 MWh y 2 MW/4 MWh, diseñado para operar en 20 kV con la red interna y abastecer parcialmente la demanda en el Terminal Portuario durante los picos de carga. Para ello, se ha realizado el análisis del perfil de demanda horario del último año (2024), considerando datos históricos del COES (2020-2024), identificando que la MDC ocurre con mayor frecuencia entre las 18:45 y 19:45 h. Se ha dimensionado el sistema en función de las características técnicas de los módulos de batería, PCS, transformadores y condiciones de conexión al sistema eléctrico del Terminal Portuario. Se incluyen criterios de seguridad basados en normas internacionales como NFPA 855, UL 9540 A y el Código Eléctrico Nacional (NEC/NFPA 70). La evaluación económica se desarrolla mediante un análisis de flujo de caja bajo lineamientos financieros, considerando precios de energía de acuerdo con el contrato con el Distribuidor (PNG y PPI), costos de inversión, mantenimiento, eficiencia del sistema y degradación de baterías. Adicionalmente, se ha evaluado el uso de autogeneración con gas natural en reemplazo del BESS, como una medida alternativa para realizar “peak shaving” y reducir la facturación durante la hora punta. Se ha aprovechado que el Terminal Portuario cuenta con la infraestructura disponible para la integración. Finalmente, los resultados permiten determinar la viabilidad financiera del proyecto BESS y proponer recomendaciones técnicas, operativas y normativas para su implementación. 1 CAPÍTULO I. INTRODUCCIÓN 1.1. Planteamiento del problema El Terminal Portuario Norte Multipropósito del Callao, en adelante La Terminal, ha venido desarrollando desde el 2018, un plan de eficiencia energética, con el objetivo de reducir los consumos de energía y mejorar, eficientemente, la utilización de los equipos e infraestructura disponible para el desarrollo de sus operaciones. Los beneficios que se han obtenido, aparte de la optimización del uso de la energía, han sido la reducción de costos en la facturación eléctrica, con su impacto directo en los costos operativos; además de la reducción de las emisiones GEI1. Con respecto a los costos de facturación eléctrica, estos están representados, en su mayoría, por los conceptos de potencia y energía. Los costos de energía se encuentran definidos en los contratos de compra – venta con los generadores, y se rigen principalmente por la ley de la oferta y la demanda del mercado; por tanto, la acción principal para obtener un mínimo costo de energía es generar una estrategia que permita obtener un buen contrato con los precios más bajos. Si analizamos los costos de potencia, identificamos que generalmente son costos que los generadores transfieren del mercado regulado (Ley N°28832, 2006). Dado que el precio unitario de la potencia no es negociable, ya que se establecen por condiciones de la infraestructura del mercado regulado, y considerando que históricamente este precio ha aumentado de manera significativa a lo largo del tiempo tal como se muestran en la Figura 1.1-1 y Figura 1.1-2. Podemos afirmar que los costos en la facturación eléctrica se incrementarán de manera proporcional al alza en los precios de la potencia, sin que tengamos la posibilidad de controlar dichos precios ni sus valores futuros. 1 GEI: Gases de Efecto Invernadero. 2 Figura 1.1-1 Evolución Histórica del Precio Regulado de la Potencia de Generación (PPM) y Conexión en Barra (PCSPT). Fuente: Elaboración Propia - Información extraída del Portal de Osinergmin 2011-2024 Figura 1.1-2 Evolución de la Tasa de Crecimiento de Precio Regulado de Generación (PPM) y Preció de Regulación en Barra (PCSPT). Fuente: Elaboración Propia - Información extraída del Portal de Osinergmin 2011-2024 El aumento en la facturación podría generar una desventaja para el negocio de La Terminal, ya que los costos operativos aumentarían y esto conllevaría a una reducción de su rentabilidad. Entonces, ¿Qué alternativas tenemos para controlar o evitar que el pago de la potencia en la facturación eléctrica se incremente? Si tenemos claro que el pago de potencia en la facturación eléctrica se obtiene de la multiplicación del precio y la cantidad consumida, entonces ¿Podemos controlar el precio de la potencia?; tal como se indicó, el precio cambia de acuerdo con factores externos que controlan el mercado eléctrico regulado por lo que no podemos controlar 3 el precio de la potencia. Entonces, ¿Podemos controlar el consumo de la potencia de La Terminal? Aquí posiblemente podríamos pensar en reducir la cantidad de potencia consumida o tal vez, restringir su consumo en un determinado horario; sin embargo, no podemos limitar el consumo de la potencia o detener las operaciones de La Terminal, por ser un activo estratégico del país y por el estricto cumplimiento de sus obligaciones contractuales de concesión. Entonces surge la siguiente interrogante, ¿Qué otras alternativas existen para que La Terminal no se vea afectada por los incrementos de la facturación eléctrica por potencia, sin impactar en sus operaciones? Con el propósito de solucionar este problema, la presente tesis evaluará que tan rentable podría ser la implementación de un Sistema BESS en las operaciones de La Terminal, que permita acumular la potencia en horas donde la potencia no tiene costo, para luego ser consumida durante las horas con alto costo de potencia. 1.2. Planteamiento de la hipótesis Plantearemos lo siguiente: • El sistema BESS debe operar, inyectando potencia y energía a la red de La Terminal, 01 hora al día. • El sistema BESS será rentable con una probabilidad de acierto a la Máxima Demanda del SEIN mayor o igual 91,6% • Es rentable la implementación de un Sistema BESS por peak shaving en las operaciones de la Terminal. • Es más rentable utilizar un Sistema BESS que autogeneración con gas natural para hacer peak shaving en La Terminal. 1.3. Objetivos 1.3.1. Objetivo general Evaluar la rentabilidad del uso de baterías para reducir los costos de facturación eléctrica de potencia, durante las horas punta. 4 1.3.2. Objetivos específicos • Identificar los principales parámetros e indicadores energéticos, asociados a la potencia, y que impactan en la facturación de La Terminal. • Determinar la capacidad óptima de diseño del Sistema BESS, considerando el nivel de tensión y la mejor ubicación para su instalación. • Evaluar la rentabilidad del Peak Shaving con BESS vs Autogeneración con Gas Natural. 1.4. Justificación La justificación para utilizar un sistema BESS, se basa en una de sus aplicaciones, la cual consiste en acumular potencia, en el horario fuera de punta, y de entregar potencia en el horario de punta, cuando ocurre la Máxima Demanda Coincidente del SEIN. Por tanto, para esta forma de operación, se dice que el BESS es capaz de reducir el pico de potencia “Peak Shaving” que finalmente registrará el contador de energía. La reducción en el consumo de potencia de La Terminal dependerá estrictamente de la cantidad y capacidad de almacenamiento de las baterías del Sistema BESS que se seleccionarán. Para determinar de forma práctica el óptimo dimensionamiento de la capacidad del BESS, utilizaremos información histórica de las máximas demandas consumidas por La Terminal en el 2024. Para determinar los costos de inversión, utilizaremos costos referenciales de implementaciones realizadas en Perú y en algunos países de la región. Para determinar los costos de operación y mantenimiento, utilizaremos datos propios del mercado eléctrico del Perú, basados en la experiencia que se tiene del Sistema BESS en el sector de la Generación de Energía. Para evaluar la rentabilidad, se utilizarán lineamientos financieros, simulando el proyecto de forma independiente a las obligaciones de inversión que tiene La Terminal. Los resultados que se obtendrán serán de gran importancia porque permitirán encontrar alternativas económicas viables para incluir el BESS en la operación de La Terminal. 5 Finalmente, conoceremos si es más rentable realizar una inversión (instalación de BESS), que seguir pagando los costos de potencia que vienen en la facturación eléctrica. 1.5. Alcances • La presente Tesis, y la evaluación de la implementación del BESS, se ubica de forma geográfica en el Perú, en la Provincia Constitucional del Callao y dentro del límite de Concesión de La Terminal. • Para efecto de los cálculos, se utilizará información disponible de las facturas eléctricas de La Terminal, correspondiente al periodo 2024. • El Sistema BESS tiene varias aplicaciones en el sector eléctrico, sin embargo, la Tesis considera que se utilizará como reductor de la potencia en hora punta y en el momento de la máxima demanda coincidente del SEIN. • Si bien se ha indicado que en Perú existe poca experiencia con el uso del BESS, la presente investigación analizará las ventajas y desventajas de su implementación como parte de una operación Portuaria y sobre el marco normativo del Sector del Ministerio de Transportes y Comunicaciones; y se complementará con las normas del Sector Energía y Minas. • El procesamiento de la información para la evaluación de la rentabilidad de la instalación de baterías se realizará mediante análisis financiero. 1.6. Metodología de la investigación La investigación de este trabajo se basa en una metodología de análisis cuantitativo para evaluar la viabilidad de implementar sistemas BESS, con el objetivo de optimizar costos durante las horas punta. Esto incluye establecer una línea base para futuras comparaciones y determinar los periodos de alta demanda energética durante el día. Se abordan aspectos como eficiencia energética, diseño del almacenamiento, manejo y seguridad operacional, además de los requisitos técnicos e infraestructurales necesarios para implementar los sistemas BESS. La recopilación de datos se realizará mediante el análisis de facturas mensuales de energía, correspondiente al 2024, centrado en los consumos de horas punta, y la información técnica disponible en el mercado sobre sistemas de baterías. El proceso concluirá con la síntesis de la información recopilada, para desarrollar recomendaciones estratégicas 6 que faciliten la implementación de sistemas BESS en usuarios libres, buscando mejorar la sostenibilidad, eficiencia energética y competitividad del sector. 1.7. Limitaciones • Escasa información pública referente al uso de baterías y sistemas BESS en terminales Portuarios en el Perú. • Datos de algunas empresas mineras que vienen utilizando sistemas de almacenamiento de energía para reducir costos y mejorar la eficiencia energética en sus operaciones serán utilizados como referencia. • Confidencialidad de algunos datos del Terminal Portuario Norte Multipropósito del Callao. • Para la evaluación económica sólo se tomarán datos de facturación eléctrica a partir del año 2024 debido a la disponibilidad de los datos brindados por la empresa APM Terminals. • El cumplimiento normativo puede implicar obtener varios permisos y cumplir con los requisitos técnicos legales. 7 CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO 2.1. Mercado eléctrico peruano El diseño del mercado eléctrico en el Perú se conoce como modelo de competencia mayorista. Tal como señala Guevara, el mercado mayorista es el espacio en el que las empresas generadoras compran y venden energía, potencia y servicios complementarios, utilizando el sistema de transmisión eléctrica como plataforma física de interconexión con clientes libres y concesionarios de distribución, tal como se muestra en la Figura 2.1-1. Así, este mercado presenta los siguientes elementos: mercado instantáneo de energía (mercado Spot), mercado de contratos, mercado de capacidad o potencia de suficiencia, mercado de servicios complementarios y servicio de transmisión eléctrica. Adicionalmente, persigue dos objetivos principales: la seguridad del suministro y la minimización del costo total de operación del sistema eléctrico. El primer objetivo implica el mantenimiento en tiempo real del balance de la oferta y la demanda de energía, la programación de la operación de centrales interconectadas considerando la capacidad y congestión en las líneas de transmisión, la coordinación de los programas de mantenimiento de las unidades y provisión de servicios complementarios que garanticen la estabilidad física de la red. El segundo objetivo implica el abastecimiento de la demanda con la producción de las plantas de generación con menor costo marginal de operación. (Guevara, 2020). Figura 2.1-1 Cadena de Valor de Mercado Eléctrico Fuente: El gráfico representa la cadena de valor de Mercado Eléctrico. Tomado de La Industria Eléctrica en el Perú (pág. 34), por Osinergmin,2017. 8 2.1.1. Tipos de usuarios Los principales tipos de usuario que conforman el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), se resume en la Figura 2.1-1. Figura 2.1.1-1 Mercado Eléctrico Peruano Fuente: El gráfico representa los principales actores del Mercado Eléctrico. Tomado de Desarrollo de una herramienta de optimización de sistemas BESS para diferentes escenarios de generación renovable, mercado eléctrico y demanda industrial (pág. 6), por Monje Cid,2024. a) Usuarios Regulados En este caso, el suministro de energía eléctrica está regulado en precios y condiciones por el agente regulador peruano Osinergmin y comprende a aquellos consumidores o tipos de usuarios con una máxima demanda menor a 200 kW (Ayaypoma Torres, 2024). b) Usuarios No Regulados (Libres) Son aquellos consumidores que no están sujetos a regulación de precios, y que a través de una libre negociación establecen acuerdos y pactan condiciones y precios con sus suministradores de energía eléctrica que pueden ser empresas generadoras o distribuidoras. De acuerdo con el Reglamento de Usuarios Libres, D.S N° 022-2009- EM (Ministerio de Energía y Minas, 2009, Artículo 3), establece que tienen la opción de ser usuarios regulado o no regulado (libre) todos aquellos cuya demanda de potencia se encuentre en el rango de 200 kW a 2 500 kW; asimismo, los usuarios cuya demanda supere los 2 500 kW son usuarios no regulados; es decir usuarios libres. (Ayaypoma Torres, 2024). 9 2.1.2. Determinación de precios de energía Los costos de energía durante la máxima demanda2 son determinados mediante un modelo económico marginalista, de acuerdo con los informes para la Publicación de Precios en Barra, los cuales son emitidos por OSINERGMIN, considerando periodos de evaluación de costo base desde mayo de un año anterior hasta el mes de abril del año en curso, ver Figura 2.1.1-2. Figura 2.1.2-1 Determinación de Precios de Consumidores Nota: El gráfico representa la cadena de valor de Mercado Eléctrico. Tomado de La Industria Eléctrica en el Perú (pág. 142), por Osinergmin,2017. a) Costo de Energía Fuera de Horas Punta (SEIN) El precio Básico de Energía se determina utilizando el modelo matemático de optimización y simulación de la operación de sistemas eléctricos denominado PERSEO, ver Figura 2.1.1-6. 2 Máxima Demanda: Es el valor más alto de potencia que un consumidor o grupo de consumidores requiere en un periodo específico. Se suele medir en kW y puede variar dependiendo de factores como la hora del día, la estación del año y las actividades de los consumidores 10 Figura 2.1.22 Esquema de Estimación de Precios con el Programa – Perseo 2.0 Fuente: Adaptado de “Procesador de costos Marginales CMgCP de Corto Plazo”, COES, 2017, (https://www.coes.org.pe/Portal/MarcoNormativo/Procedimientos/Tecnicos). b) Costo de Energía Dentro de Horas Punta El Precio Básico de la Potencia de Punta, corresponde a los costos unitarios de la inversión y costos fijos de la operación de la unidad de generación más adecuada para suministrar potencia adicional durante las horas de máxima demanda anual, incluida su conexión al sistema de transmisión. Dichos precios son determinados de acuerdo con el Procedimiento de Determinación de Precios Básicos de Potencia (OSINERGMIN,2004) Los precios (teóricos) determinados con los modelos de optimización y simulación se comparan con el promedio ponderado de los precios de las licitaciones, información suministrada por empresas distribuidoras, se muestra en la Figura 2.1-3, según lo dispuesto en la Ley 28832. 11 Figura 2.1.2-3 Despacho Económico de Costos Marginales – SEIN Fuente: Precios en Barra para Generadores y Distribuidores, por Jaime Mendoza Gacon, (pag.20), ESAN 2.2. Cargos de facturación eléctrica A continuación, se detallan los principales componentes de una factura eléctrica correspondiente para clientes libres: • Energía activa: corresponde al consumo de energía en MWh suministrado por una empresa de distribución, comercialización o generación. El precio se establece mediante contrato entre el proveedor y el cliente, pudiendo diferenciarse por franjas horarias, punta y fuera de punta (Bermúdez, 2024). • Potencia: es la demanda máxima en MW registrada durante el periodo de mayor consumo. El precio también se pacta contractualmente, aunque en la práctica suele alinearse con el Precio de la Potencia de Punta (PPM) determinado para el mercado mayorista (Bermúdez, 2024). • Energía reactiva: se refiere a la energía en kvarh, ya sea inyectada o retirada. Su facturación sigue los procedimientos y tarifas reguladas por OSINERGMIN (Bermúdez, 2024). • Peaje de Conexión y Transmisión: Corresponde al costo por el uso de las redes de transmisión y conexión del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). Este cargo incluye la remuneración por la inversión, operación y mantenimiento de las instalaciones que permiten transportar la energía desde los centros de generación hasta los usuarios finales. Además, contempla cargos adicionales 12 asociados a la transmisión, tales como el Costo de Operación de Corto Plazo (COyM3), el Sistema de Compensación por Generación y Demanda, y los cargos relacionados a los sistemas complementarios de transmisión, los cuales no forman parte estrictamente de la infraestructura principal, pero son necesarios para garantizar la confiabilidad y seguridad del suministro (Osinergmin, Informe Técnico de Peajes de Transmisión 2023-2027). El cálculo del costo total de transmisión resulta de la suma de la inversión reconocida, los costos de operación y mantenimiento (O&M), así como los cargos complementarios que determinan el regulador (Curo, 2022). a) Peaje del Sistema Principal de Transmisión (SPT) Este cargo corresponde al costo de uso de las instalaciones del Sistema Principal de Transmisión (SPT), el cual asegura el transporte de energía desde los centros de generación hasta las áreas de demanda. Se aplica sobre la demanda máxima registrada y es un cargo regulado, expresado en S/. por kW-mes (Bermúdez, 2024). b) Peaje del Sistema Garantizado de Transmisión (SGT) El Sistema Garantizado de Transmisión (SGT) está conformado por las instalaciones que el Estado asegura para garantizar el acceso abierto y la seguridad del suministro eléctrico. El peaje del SGT incluye los costos de inversión, operación y mantenimiento de estas instalaciones y, al igual que el SPT, se factura en función de la demanda máxima (S/. por kW-mes) (Osinergmin, Resolución N° 080-2023- OS/CD). c) Peaje del Sistema Secundario de Transmisión (SST) Este cargo corresponde al uso de las instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión (SST), que complementan al SPT en el transporte de energía hacia los usuarios finales. Se calcula en función de la energía efectivamente consumida y es un cargo regulado, expresado en S/. por MWh (Bermúdez, 2024). d) Peaje del Sistema Complementario de Transmisión (SCT4) 3 El sistema principal y garantizado de transmisión es fijado por OSINERGMIN cada año en el mes de mayo. 4 Reglamento de Transmisión Eléctrica – D.S. N° 027-2007-EM y modificatorias (Art. 3: definición de SPT, SST y SCT) 13 El Sistema Complementario de Transmisión (SCT) comprende instalaciones que no forman parte del SPT ni del SST, pero que resultan necesarias para atender la demanda de ciertos usuarios o zonas específicas del sistema eléctrico. A diferencia del SPT y SST, el peaje del SCT no está fijado por Osinergmin, sino que se establece mediante contratos entre las partes (generador, transmisor y usuario), siendo luego supervisado por el regulador. Generalmente, este cargo también se expresa en S/. por MWh o S/. por kW, según lo que se pacte contractualmente (Osinergmin, Resolución N° 080-2023-OS/CD). • Valor Agregado de Distribución (VAD): corresponde a la remuneración por el servicio de distribución eléctrica, con tarifas reguladas expresadas en S/. por kW (Bermúdez, 2024). • Fondo de Inclusión Social Energético (FISE): es un cargo destinado a financiar programas sociales de acceso a la energía, regulado por OSINERGMIN (Bermúdez, 2024). • Electrificación Rural (LER5): busca promover la expansión del servicio eléctrico en zonas rurales y de frontera, con cargos establecidos por normas del MINEM y OSINERGMIN (Bermúdez, 2024). • Otros cargos regulados: incluyen conceptos como alumbrado público, cargos fijos y mantenimiento, todos calculados según las disposiciones regulatorias vigentes. 2.3. Energía en horas punta y horas fuera de punta a) Horas de Punta o HP: Son las horas comprendidas entre las 18:00 y las 23:00 horas de todos los días del año, salvo domingos y feriados no laborables en el Perú para el sector público y privado declarados por la Autoridad Gubernamental competente. b) Horas Fuera de Punta o HFP: Son las horas del día no comprendidas en las Horas Punta. 5 Ley de Electrificación Rural 14 2.4. Máxima demanda mensual del SEIN6 De acuerdo con el Reglamento de Transmisión Eléctrica – D.S. N° 027-2007-EM y sus modificatorias, la máxima demanda del SEIN presenta variaciones estacionales que reflejan tanto altas como bajas en el consumo eléctrico. Las altas demandas suelen registrarse en los meses de verano (enero a marzo), cuando aumenta el uso de equipos de climatización, la actividad industrial y comercial. En contraste, las bajas demandas se observan en meses templados como mayo o noviembre, debido a una menor utilización de equipos eléctricos intensivos. En cuanto a los horarios de máxima demanda, el COES (2024) ha identificado dos escenarios: • Escenario tradicional (nocturno): Entre las 18:00 y 22:00 horas, cuando la coincidencia de la actividad productiva y residencial genera picos de consumo. • Nuevo escenario (media mañana): Entre las 10:00 y 12:00 horas, producto del crecimiento de la demanda comercial y de servicios, lo cual ha llevado a que el COES ya no limite el análisis de horas punta únicamente al horario nocturno. 2.5. Demanda coincidente y máxima demanda coincidente Es la demanda de potencia de un usuario en el intervalo de la MDM del SEIN, la suma de las DC de todos los usuarios es igual a la MDM (Curo, 2022). La Máxima Demanda Coincidente (MDC) se le conoce al máximo valor de la suma de todos los consumos de los clientes libres y regulados durante la hora punta (17:00 a 23:00 h). Esta evaluación se realiza por periodos de cada 15 minutos (Bermúdez, 2024). 2.6. Sistema de almacenamiento de energía con batería BESS Los sistemas de almacenamiento mediante baterías desempeñan múltiples funciones dentro de las redes eléctricas, tales como la regulación de frecuencia, 6 Marco Normativo y Procedimientos del COES: • PR-N° 30: Valorización De Las Transferencias De Potencia Y Compensaciones Al Sistema Principal Y Sistema Garantizado De Transmisión (Vigente Desde El 01 De junio De 2015) • D.S. N° 007-2015: Precisiones Para Determinar La Máxima Demanda Mensual Y La Demanda Coincidente (Vigente Desde El 25 De abril De 2015 Hasta El 30 De abril De 2016) • R.M. N° 153-2021-MEM/DM: Fijan Horas Punta Del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional – SEIN Para Efectos De La Evaluación De La Indisponibilidad De Unidades Generadoras. (Publicado El 26 De mayo De 2021 (Vigente Para Los Años 2021 Al 2025) • COES (2024). Reportes de Máxima Demanda Mensual • Reglamento de Transmisión Eléctrica – D.S. N° 027-2007-EM 15 estabilización de potencia, respaldo energético en situaciones críticas, arranque autónomo del sistema (Black Start), corrección de desviaciones de voltaje y mitigación de distorsiones armónicas (Trashorras Montecelos, 2023). Actualmente, predominan dos tecnologías de almacenamiento con baterías: baterías secundarias y baterías de flujo. Las baterías de flujo operan mediante reacciones de óxido-reducción en depósitos separados, donde los electrolitos se hacen circular mediante bombas. Un ejemplo destacado son las baterías de vanadio, reconocidas por su elevada potencia, eficiencia y durabilidad, aunque su implementación resulta costosa por los equipos auxiliares necesarios. Por otro lado, las baterías secundarias almacenan energía a través de reacciones químicas reversibles, ver Fig.2.2-1. Durante la descarga, producen energía mediante una reacción electroquímica, y durante la recarga, convierten electricidad en energía química. Estas baterías han emergido como una alternativa destacada para los sistemas de almacenamiento energético (ESS), debido a su flexibilidad, tiempo de respuesta rápido y alto rendimiento (Alonso del Valle et al., 2019). Sin embargo, la elección del tipo de batería dependerá de sus características técnicas, ya que cada tecnología presenta ventajas y limitaciones que afectan su eficiencia y vida útil. Figura 2.61 Carga y Descarga de Batería de Li-on Fuente: The BESS BOOK a Cell to Grid Guide to Utility – Scale 16 2.6.1. Componentes de un sistema BESS La Fig. 2.2-1 presenta un esquema simplificado que representa la arquitectura típica de un sistema BESS, desde los racks de baterías hasta la conexión final con la red. Este flujo incluye el sistema de conversión de potencia (PCS), transformadores, una línea de interconexión (línea de transmisión), y finalmente, la red eléctrica. Figura 2.6-2 Componentes de Un sistema BESS Fuente: The BESS BOOK a Cell to Grid Guide to Utility - Scale • Banco de Baterías: Se refiere al conjunto de celdas electroquímicas que almacenan energía en forma química y la liberan como energía eléctrica. Las celdas se agrupan en módulos, y a su vez, estos módulos conforman paquetes que pueden configurarse en serie o en paralelo, según los requerimientos del diseño del sistema de almacenamiento (Bermúdez, 2024). • Sistema de Protección de Baterías (BCP - Battery Control Panel): Es el equipo encargado de proteger el banco de baterías, supervisando permanentemente su nivel de carga y el estado de salud (State of Health, SOH), lo cual resulta fundamental para asegurar una operación segura y eficiente del sistema (Bermúdez, 2024). • Inversor o Sistema de Conversión de Potencia (PCS): Su función es transformar la corriente continua (DC) proveniente de las baterías en corriente alterna (AC), permitiendo así la conexión del sistema BESS a la red eléctrica (Bermúdez, 2024). 17 Figura 2.6-3 Componentes de Inversor o Sistema de Conversión de Potencia (PCS) Fuente: El gráfico representa el diagrama de un equipo PCS. Tomado de Análisis de factibilidad para la implementación de un sistema de almacenamiento de energía en el sistema eléctrico de potencia de la EERSSA (p.20), por Barreto Hidalgo, C. D. (2023) • Transformador: Dado que los sistemas BESS operan en niveles de tensión entre 200 y 700V, es necesario utilizar un transformador para elevar la tensión a niveles compatibles con la red del usuario, especialmente en entornos industriales que operan en media tensión. Este componente permite tanto la carga como la descarga eficiente del sistema (Bermúdez, 2024). • Celda de Conexión: Son unidades estandarizadas utilizadas para distribuir la energía eléctrica en distintos niveles de tensión, facilitando la conexión del sistema BESS con la infraestructura eléctrica existente (Bermúdez, 2024). • Sistema de Gestión de Energía (EMS)7: Este sistema coordina el funcionamiento del BESS, determinando cuándo iniciar o detener los procesos de carga y descarga, en función de la estrategia operativa definida (Bermúdez, 2024). La Fig. 2.2-3 muestra un diagrama unifilar (SLD) que destaca las diferencias entre un producto tipo bloque DC y un bloque AC. En el ejemplo (Lebowitz, 2024).: 7 La selección del Energy Management System (EMS) se realiza en función de la aplicación específica del sistema BESS. Esto se debe a que los EMS disponibles en el mercado presentan configuraciones y algoritmos optimizados según el uso previsto del sistema, ya sea para respaldo, arbitraje energético, gestión de picos de demanda, integración renovable u otros fines. Cada fabricante diseña su EMS con funcionalidades particulares para controlar la carga y descarga de las baterías, buscando maximizar el rendimiento operativo y la eficiencia del sistema en su conjunto (Amper es Energía, 2023). 18 Figura 2.6-4 Diagrama Unifilar SLD que destaca las diferencias bloque DC (en Rojo) y un bloque AC (en azul). Fuente: The BESS BOOK a Cell to Grid Guide to Utility - Scale a) Bloque DC (rojo): El sistema cuenta con dos contenedores, cada uno con seis estanterías (racks) de baterías, conectados a un único inversor (PCS). Este sistema entrega una salida de 1 500 VDC al PCS, el cual convierte la energía a 480 VAC. Luego, un transformador eleva esta tensión a 34,5 kV AC para conexión a la red. b) Bloque AC (azul): Este producto tiene un solo contenedor con seis racks y tres PCS integrados. La salida del sistema es 480 VAC, que puede alimentarse directamente al transformador sin necesidad de un PCS externo. Es importante destacar que, si bien este ejemplo de producto AC-block no requiere una alimentación auxiliar externa, algunos modelos sí pueden requerir este circuito (Lebowitz, 2024). • Software de Predicción: Este componente trabaja en conjunto con el EMS, ordenando la descarga del sistema BESS en los períodos de mayor demanda (Máxima Demanda Coincidente - MDC). Para ello, emplea datos en tiempo real de consumo, condiciones climáticas y registros históricos. Mediante un análisis se ha determinado que el sistema debe descargar durante un mínimo de dos horas para asegurar coincidencia con la MDC, lo cual es esencial para no comprometer la viabilidad financiera del proyecto (Bermúdez, 2024). 19 Todos los elementos distintos a la batería y al PCS se agrupan bajo el concepto de Balance of Plant (BoP), el cual comprende los sistemas de recolección de energía, transformadores, alimentación auxiliar y equipos de medición, esenciales para el intercambio de energía entre el sistema de almacenamiento y la red. Por lo general, el BoP no incluye la subestación ni las líneas de transmisión, que forman parte del ámbito de alta tensión (HV) (Lebowitz, 2024). 2.6.2. Consideraciones de seguridad El análisis de eventos asociados a sistemas de almacenamiento de energía con baterías (BESS) evidencia que los factores externos a las celdas de batería representan una proporción significativa de los incidentes de seguridad. Según el Instituto de Investigación de Energía Eléctrica (EPRI), en un estudio publicado en mayo de 2024, más del 65 % de los incidentes registrados se relacionan con deficiencias en la integración de componentes dentro de los contenedores del sistema BESS, en tanto que solo el 11 % se vincula directamente con fallas en las celdas o módulos de batería (Lebowitz, 2024). Estos hallazgos subrayan la importancia de un diseño integral del sistema, abarcando elementos como ventilación, cableado, sistemas de monitoreo, control y protección. Si dichos elementos no son adecuadamente gestionados, pueden comprometer gravemente la seguridad operativa del sistema. En paralelo, la creciente demanda por sistemas BESS ha llevado a los fabricantes (OEMs) a acelerar sus líneas de producción, lo cual, incluso bajo altos niveles de automatización, puede elevar la probabilidad de fallas de calidad. Por ello, se vuelve indispensable implementar auditorías de fábrica y procesos robustos de aseguramiento de calidad que contribuyan a la seguridad general del sistema (Lebowitz, 2024). 20 Figura 2.6-5 las causas principales de incendios en sistemas BESS, diferenciando entre factores internos (anillo interior) y externos (anillo exterior) a las baterías. Fuente: The BESS BOOK a Cell to Grid Guide to Utility - Scale 2.6.3. Códigos y Estándares Se han establecido diversos códigos y normativas que regulan los requisitos de seguridad aplicables a los sistemas de baterías estacionarias, incluyendo los sistemas BESS a nivel de utilidad. Estas regulaciones derivan tanto de normativas eléctricas de seguridad ya existentes como de la experiencia acumulada tras incidentes registrados en sistemas BESS durante los últimos años (Lebowitz, 2024). Las normas y requisitos para el diseño y la implementación de proyectos y productos BESS están en constante actualización, en función del avance tecnológico, el incremento en tamaño y complejidad de los proyectos, y la experiencia práctica adquirida. El nivel de exigencia en el cumplimiento de estas normas, ver Tabla 2.2-3, varía según la legislación local y las condiciones particulares de cada sitio, considerando el código de incendios vigente y las disposiciones del organismo regulador competente, conocido como AHJ8 (Authority Having Jurisdiction). 8 Es la entidad local, regional o nacional encargada de aprobar, supervisar y garantizar el cumplimiento de los códigos y normas aplicables en un proyecto. Esto puede incluir cuerpos de bomberos, agencias regulatorias, autoridades municipales, o cualquier organismo que tenga la facultad legal para exigir el cumplimiento normativo. 21 Tabla 2.6-1 Códigos y Normas para el diseño y construcción de Sistemas BESS Norma Descripción Breve Aplicación en Sistemas BESS NFPA 70 / NEC Código nacional de electricidad de EE. UU. que regula la instalación segura de sistemas eléctricos. Establece requisitos para la instalación eléctrica de BESS, protecciones, cableado y seguridad eléctrica. NFPA 855 Código para la instalación segura de sistemas de almacenamiento de energía con baterías. Proporciona lineamientos específicos para diseño, instalación y operación segura de sistemas BESS. NFPA 68 Norma sobre control de deflagraciones y ventilación para liberación de presión por explosiones de gas. Aplica en sistemas BESS para diseño de protección contra explosiones internas en baterías de litio. NFPA 69 Norma para sistemas de mitigación de explosiones mediante supresión o ventilación controlada. Complementa NFPA 68 para proteger instalaciones BESS contra riesgos de explosión. NFPA 72 Código nacional de alarmas y sistemas de detección de incendios. Regula sistemas de detección y alarma contra incendios específicos para instalaciones BESS. UL 9540 Estándar para sistemas de almacenamiento de energía que evalúa seguridad general y desempeño. Certificación principal para la seguridad eléctrica y contra incendios de sistemas BESS completos. UL 9540A Método de prueba para evaluar la reacción térmica y liberación de Determina el comportamiento en fallas térmicas y riesgos de 22 Norma Descripción Breve Aplicación en Sistemas BESS gases en baterías de sistemas BESS. incendio específicos para baterías de litio. UL 1973 Norma para baterías usadas en aplicaciones estacionarias y de movilidad eléctrica. Evalúa seguridad y desempeño de las baterías individuales que forman parte del sistema BESS. UL 1741 Estándar para inversores y equipos relacionados con sistemas de energía distribuida. Aplica a los inversores y controladores usados en BESS para asegurar compatibilidad y seguridad. IFC (International Fire Code) Código internacional que establece requisitos para prevención y protección contra incendios. Regula la instalación y operación segura de BESS desde el punto de vista de protección contra incendios. IEC 62619 Norma internacional para la seguridad de baterías secundarias para sistemas estacionarios y de potencia. Establece criterios para la seguridad de baterías en aplicaciones industriales, incluyendo BESS. IEC 62933 Norma para sistemas de almacenamiento de energía eléctrica y su integración en redes eléctricas. Define requisitos técnicos y de seguridad para sistemas BESS y su interoperabilidad en redes eléctricas. Fuente: Elaboración propia Si bien es común que los BESS se ubiquen en contenedores o salas cerradas para protegerlos de condiciones ambientales adversas como lluvia, polvo y humedad, así como para facilitar el control climático y la seguridad física, también existen diseños específicos para instalaciones al aire libre. Estas soluciones externas cuentan con recintos especialmente diseñados para resistir las condiciones ambientales, asegurando ventilación adecuada y sistemas de mitigación de riesgos. 23 Normativas como la NFPA 855 no imponen la obligación de instalar los sistemas en interiores, pero sí establecen estrictos requerimientos relacionados con la ventilación, la detección y supresión de incendios, y el monitoreo, independientemente de la ubicación. 2.6.4. Reducción de picos o peak shaving. La reducción de la demanda de energía eléctrica durante los momentos en que la capacidad de la red está estresada se conoce como reducción de picos (Figura 2.2-5). La reducción de picos ayuda a diferir las inversiones en la expansión o el refuerzo de la red, (Akhil, 2013). La carga máxima ocurre solo durante una pequeña parte del tiempo durante el día y no suele coincidir con el pico. Un enfoque tradicional es instalar unidades generadoras adicionales para satisfacer la carga máxima, lo que se conoce como la técnica de adición de capacidad. Este enfoque no es una solución económica, ya que los operadores del sistema de distribución necesitan instalar y administrar unidades generadoras adicionales solo durante unas pocas horas al día. También conduce a un aumento de las emisiones de carbono y a una rápida degradación de los equipos de red. La reducción de picos es un proceso de aplanamiento de la curva de carga mediante la disminución de la carga máxima y la transferencia a un período de menor actividad, que es una solución preferida para superar los inconvenientes de la técnica de adición de capacidad, (Prakash,2022). Las características de un sistema BESS lo convierten en una solución prometedora para la reducción de picos en redes eléctricas, donde un BESS puede cargarse durante el período de menor demanda (baja demanda) y descargarse durante el período pico (alta demanda). En la Figura 2.3.26 se muestra un ejemplo típico de la aplicación de BESS para la reducción de picos. El BESS se carga durante las horas valle, entre las 01:00 y las 08:00, de 12:00 a las 15:00, de 22:00 a 24:00, y se descarga durante las horas punta (de 10:00 a 12:00 y de 15:00 a 17:00) para aplanar la curva de carga, (Prakash,2022). Figura 2.66 Aplicaciones Típicas de BESS en Reducción de Picos – Peak Shaving. 24 Fuente: A review of battery energy storage systems for ancillary services in distribution grids: Status, challenges and future directions, Prakash. Adaptado La reducción de picos también ayuda a la empresa de servicios públicos a satisfacer la demanda sin tener que aumentar los costos de generadores en picos. A largo plazo, la reducción de picos permite diferir la inversión en la construcción de nuevas centrales eléctricas. Los clientes que instalan generación de energía in situ comparten esos ahorros al recibir tarifas de energía reducidas o, en algunos casos, pagos por capacidad, (Akhil, 2013). Los generadores de reducción de picos utilizan equipos especiales para monitorear la red eléctrica y arrancar rápidamente. Este equipo proporciona el beneficio adicional de la energía de respaldo en caso interrupciones de la red, (Akhil, 2013). 2.7. Diseño y dimensionamiento de BESS Durante el diseño de las aplicaciones para los BESS se deben considerar algunos requerimientos técnicos para las diferentes aplicaciones (Akhil, 2013). A continuación, se mencionan los requisitos técnicos generales a considerar para la evaluación de estos: 2.7.1. Ciclos de carga y descarga El ciclo de carga y descarga de una batería se refiere a la cantidad de energía que se introduce o extrae del sistema por unidad de tiempo. Esta magnitud puede medirse en amperios (A), pero comúnmente también se expresa como la duración del proceso (en horas), en función de la capacidad y la potencia aplicada. El tiempo de carga o 25 descarga corresponde al período máximo durante el cual una batería puede cargarse o descargarse a su potencia nominal, y se calcula mediante la siguiente ecuación (Mateos, 2024): 𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝐷𝑒𝑠𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 = 𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝐷𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑙𝑒 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑁𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 Este valor depende directamente de la energía disponible en el sistema, la cual está condicionada por la profundidad de descarga (DOD). En cambio, la relación energía/potencia (E/P) considera la capacidad energética total del sistema, sin restricciones. Si se permite que el sistema utilice toda su capacidad (100 % DOD), entonces el tiempo de descarga será igual a la relación E/P (Mateos, 2024). En la práctica, como la mayoría de BESS no operan al 100 % DOD por motivos de durabilidad, el tiempo de descarga efectivo suele ser menor que la relación E/P. 2.7.2. Vida útil de las Baterías La mayoría de las tecnologías de almacenamiento energético experimentan una degradación progresiva que afecta su rendimiento, reduciendo la vida útil de la batería. Uno de los indicadores clave de este proceso es el Depth of Discharge (DOD), que representa el porcentaje de descarga máxima permitido en la batería. A mayor DOD, mayor es el desgaste que sufre el sistema en cada ciclo (Mateos, 2024). El nivel de energía disponible en la batería se denomina State of Charge (SOC) y se expresa en kWh. El DOD se puede calcular mediante la siguiente fórmula: 𝐷𝑂𝐷 = 𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 − 𝐸𝑠𝑡𝑎𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 (𝑆𝑂𝐶 𝑚í𝑛𝑖𝑚𝑜) 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝐵𝑎𝑡𝑒𝑟í𝑎 𝑥100 Donde: • Capacidad se refiere a la capacidad nominal de la batería (kWh). • Estado mínimo de carga es el nivel mínimo permitido de energía antes de considerar la batería como descargada. 26 Un control adecuado del DOD es esencial para prolongar la vida útil del sistema BESS y optimizar su desempeño a lo largo del tiempo. 2.7.3. Porcentaje de Carga de la Batería El estado de carga (SOC) de una batería representa el porcentaje de energía almacenada en relación con su capacidad nominal total. Este parámetro indica la cantidad de energía disponible en la batería en un momento dado y es esencial para monitorear su nivel operativo. Básicamente, el SOC es el complemento de la profundidad de descarga (DOD), es decir, mientras el SOC indica cuánta energía queda almacenada, el DOD refleja cuánta energía ha sido consumida (Mateos, 2024). 𝑆𝑂𝐶 = 100 % − 𝐷𝑜𝐷 2.7.4. Eficiencia de ida y vuelta La eficiencia de una batería puede evaluarse mediante dos enfoques principales: la eficiencia coulómbica y la eficiencia de voltaje. La eficiencia coulómbica se define como la relación entre la carga eléctrica introducida en la batería durante el proceso de carga y la carga que puede extraerse durante la descarga. Este indicador refleja las pérdidas asociadas a reacciones químicas no reversibles. Por otro lado, la eficiencia de voltaje se refiere a la proporción entre el voltaje medio durante la descarga y el voltaje medio durante la carga, evidenciando las pérdidas energéticas debidas a resistencias internas y fenómenos electroquímicos (Mateos, 2024). En el caso del almacenamiento de energía junto con la energía fotovoltaica, es poco probable que las eficiencias inferiores al 75% sean rentables Akhil, 2013). 2.7.5. Dimensionamiento a) Módulos y Racks de Baterías La celda constituye la unidad básica en los sistemas de almacenamiento de energía con baterías (BESS). Aunque su capacidad individual rara vez supera los 1 kWh, valor comparable al de una batería automotriz convencional, su integración en aplicaciones a gran escala se logra mediante configuraciones repetitivas y modulares. En proyectos de nivel utilitario, estas configuraciones 27 pueden involucrar más de un millón de celdas, alcanzando capacidades superiores a 1 GWh (Lebowitz, 2024). Para adecuarse a los requerimientos del sistema de conversión de potencia (PCS) y satisfacer las necesidades energéticas del proyecto, las celdas se interconectan en serie y en paralelo, lo cual permite ajustar tanto el voltaje como la capacidad total del sistema (Lebowitz, 2024). En este contexto, se destacan los siguientes aspectos fundamentales: • Conexión en paralelo: permite incrementar la capacidad (Ah) al sumar la de cada celda, manteniendo constante el voltaje. Esta configuración es útil cuando se requiere mayor autonomía. • Conexión en serie: suma los voltajes individuales, mientras que la capacidad permanece constante. Es fundamental que las celdas tengan características homogéneas para evitar desequilibrios que comprometan el rendimiento o la seguridad. • Cálculo de energía: la energía almacenada (Wh) se determina multiplicando el voltaje total por la capacidad (V × Ah), o bien considerando la energía de cada módulo y escalando según el número total de módulos o racks. En sistemas BESS utilitarios, se emplea una arquitectura estandarizada compuesta por: • Módulos: subconjuntos de 10 a 60 celdas conectadas para alcanzar niveles específicos de energía. • Racks: agrupaciones de entre 5 y 30 módulos, que escalan el sistema hasta valores del orden de MWh, habitualmente instalados en gabinetes o contenedores normalizados. Como ejemplo, considérese un sistema con celdas de 3,20 V y 100 Ah de capacidad nominal. Si se conectan 40 celdas en serie, se obtiene un módulo de 128 V y 100 Ah, es decir, 12,80 kWh. Ocho módulos en serie conforman un rack de 1 024 V y 100 Ah, equivalente a 102,40 kWh. Finalmente, al conectar 16 racks 28 en paralelo, se alcanza una capacidad de 1 600 Ah manteniendo 1 024 V, lo que representa una energía total de 1,64 MWh. Figura 2.7-1 Cuadro resumen de Ejemplo del dimensionamiento de Baterías Fuente: The BESS BOOK a Cell to Grid Guide to Utility – Scale 2.8. Aplicaciones de BESS en el Perú En el Perú se vienen implementando los sistemas de almacenamiento de energía (BESS) para distintas aplicaciones, dentro de las cuales se encuentran la mejora de la estabilidad de la red eléctrica, optimización del uso de energía renovables, respaldo de energía en casos de emergencia y la reducción de los costos en la facturación eléctrica mediante peak shaving. Como ejemplo notable se encuentra la empresa ENGIE Energía Perú con un sistema BESS de 26,50 MW instalados en el Central Chilca Uno, considerado como el más grande en el Perú, conformado por 84 gabinetes de baterías de ion-litio, además de 7 módulos equipados con inversores y transformadores, junto con una sala eléctrica de media tensión que integra sistemas de control y protección. El propósito fundamental del proyecto es proporcionar el servicio obligatorio de Regulación Primaria de Frecuencia (RPF) al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), lo que permite liberar 50 MW de generación eficiente previamente destinada a reserva. Al no generar emisiones de dióxido de carbono, Chilca-BESS representa una alternativa tecnológica flexible, confiable y ambientalmente sostenible, que facilita la incorporación de fuentes renovables y contribuye al proceso de transición energética en el país (Engie Energía Perú, 2023). 29 A continuación, se listarán diversas industrias que utilizan BESS dentro de sus operaciones a nivel nacional: 2.8.1. BESS “La Morena”, Compañía Minera Poderosa. El sistema de almacenamiento energético BESS “La Morena” con una capacidad de 4 MW/8 MWh, que utiliza baterías de litio de Huawei para optimizar el suministro eléctrico y reducir costos en un 14,00 % mediante Peak Shaving. Este sistema también permite un ahorro anual de 1 460 MWh en energía térmica, promoviendo una transición hacia prácticas sostenibles. Este proyecto es considerado como el sistema de almacenamiento de energía con baterías de iones de litio más grande en la minería latinoamericana (Minera Poderosa, 2024). 2.8.2. BESS, Pamolsa. Empresa del grupo Carvajal Pamolsa, ha sido pionera en Perú al implementar un sistema de almacenamiento de energía “detrás del medidor”, desarrollado por Enel X Perú con el soporte de On.Energy. Este sistema, basado en baterías de ion-litio y gestionado mediante el software On.Command™ con inteligencia artificial, permite optimizar el consumo energético al almacenar energía en horas de baja demanda y liberarla durante los picos, reduciendo así los costos por potencia y peajes de transmisión. Además, favorece la reducción de emisiones de CO₂ al utilizar energía proveniente de fuentes renovables como la solar, eólica e hídrica. La alianza estratégica entre Pamolsa, Enel X y On.Energy, con una duración de diez años, representa un avance significativo en la transición energética del país y en la electrificación de usos finales en la industria peruana (Enel Perú, 2024). 2.8.3. BESS, Enel, Ventanilla-Callao El Sistema de Almacenamiento de Energía con Baterías (BESS), ubicado en Ventanilla, Callao, constituye el primer proyecto de su tipo desarrollado por el Grupo Enel en Latinoamérica. Con una inversión aproximada de US$ 10 millones, este sistema cuenta con una potencia instalada de 14,60 MW y ha sido incorporado a la Central Térmica de Ventanilla, cuya potencia efectiva asciende a 469,40 MW. Su principal función es prestar el servicio de Regulación Primaria de Frecuencia (RPF) al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), contribuyendo a la 30 estabilidad del sistema eléctrico. Se proyecta que, en el futuro, este tipo de infraestructura será un aliado estratégico para la integración de energías limpias en el país (Enel Perú, 2021). 2.8.4. BESS, Electro Dunas, Subestación Llipata, Nazca El proyecto Subestación Resiliente en Nasca, desarrollado por Electro Dunas, constituye una solución pionera en generación distribuida híbrida en Perú. Combina un sistema solar fotovoltaico de 500 kWp, instalado sobre trackers solares automatizados, con un sistema de almacenamiento de energía de 1 MW / 2 MWh basado en baterías de fosfato de hierro y litio (LiFePO₄). Ambos sistemas están gestionados mediante plataformas SCADA y EMS, lo que permite una operación segura, eficiente y en tiempo real. El proyecto busca garantizar la confiabilidad del suministro ante eventos críticos, especialmente para cargas esenciales, y promueve la sostenibilidad energética mediante la reducción de emisiones de carbono y la disminución del uso de combustibles fósiles (Electro Dunas, 2023). 2.8.5. BESS, Kallpa Generación S.A, Chilca Kallpa Generación S.A., perteneciente al grupo Inkia Energy, ha implementado un sistema avanzado de almacenamiento de energía en baterías (BESS) en su Central Termoeléctrica de Ciclo Combinado ubicada en Chilca, Lima. Con una potencia instalada de 31,32 MW y una capacidad energética de 20,28 MWh, este sistema basado en baterías de ion-litio cumple con los requisitos de Regulación Primaria de Frecuencia (RPF) establecidos por el COES para centrales mayores a 10 MW. El proyecto busca mejorar la flexibilidad operativa y la confiabilidad del sistema eléctrico peruano, aportando una respuesta rápida ante variaciones de frecuencia, reduciendo la necesidad de reserva rotante en generación térmica y apoyando la transición hacia un sistema energético más eficiente y sostenible (Andina Energy, 2023). El uso de sistemas BESS en Perú ha comenzado a extenderse más allá de su función en la regulación primaria de frecuencia, consolidándose como una alternativa estratégica para reforzar la estabilidad del sistema eléctrico. Actores del sector reconocen su potencial para optimizar la inyección energética y reducir 31 la congestión en nodos con alta participación renovable. Frente al incremento de proyectos solares y eólicos, el almacenamiento permite gestionar eficientemente el curtailment (corte), facilitando la entrega de energía en momentos críticos. Esta evolución posiciona al BESS como un elemento clave para la sostenibilidad y resiliencia del sistema eléctrico nacional. 32 CAPÍTULO III. IDENTIFICAR LOS PRINCIPALES PARÁMETROS E INDICADORES ENERGÉTICOS, ASOCIADOS A LA POTENCIA Y QUE IMPACTAN EN LA FACTURACIÓN DE LA TERMINAL 3.1. Cargos de Factura Eléctrica Para la determinación de los costos asociados a la energía y la potencia, se tomó como referencia el recibo eléctrico correspondientes al consumo de mayo 2024 de La Terminal. Cabe señalar que el recibo eléctrico de La Terminal, como cliente libre en 60 kV, está sujeto a todos los cargos que se muestran en la Fig. 3.1-1. Podemos decir que la facturación se divide en tres componentes principales. El primero corresponde al costo por potencia, el cual refleja el pago por el uso de la infraestructura eléctrica (peaje). El segundo componente está relacionado con el consumo de la energía activa. Finalmente, el tercer componente incluye los cargos vinculados a subsidios estatales, tales como la Electrificación Rural, el Fondo de Inclusión Social Energético (FISE), el Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE) y otros cargos regulados. Figura 3.1-1 Facturación Mensual del Mes de Mayo del 2024 – APM Terminals Callao S.A. Fuente: Elaboración propia Por otro lado, con el objetivo de estimar el costo real del MWh en el Terminal, se procedió a realizar una conversión correspondiente a dólares a partir de los datos 33 obtenidos en los recibos eléctricos y el tipo de cambio. Este procedimiento permitió calcular el valor unitario del MWh consumido, obteniéndose el siguiente resultado de la tabla 3.1-1: Table 3.1-1 Costes de Potencia y Energía cliente libre APM Terminals Callao S.A. DATOS APMTC DATOS Tipo Cliente Servicios Portuarios Nombre APM Terminals Callao S.A. Contrato Cliente libre Nivel Tension 60 kV Punto de Conexión SET Santa Marina - Enel Potencia Contratada (MW) 9,90 Precio de Energía (USD/MWh) 36,37 Precio de Potencia (USD/MW) 5 968,00 Precio PCSPT (USD/MW) 10 051,20 Fuente: Elaboración propia 3.2. Contrato de energía cliente libre APMTC 3.2.1. Características técnicas de suministro La energía eléctrica contratada será entregada en el punto de suministro acordado, garantizando el cumplimiento de los estándares de calidad establecidos en la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE). La potencia y energía suministradas deberán entregarse por parte del generador a la tensión correspondiente y con una frecuencia nominal de 60 Hz. El generador asume la responsabilidad de compensar al cliente en caso de que se incumplan los estándares de calidad establecidos por la NTCSE, exceptuando situaciones de fuerza mayor o caso fortuito, y conforme a los montos determinados por dicha norma. Por su parte, el cliente tiene la obligación de asegurar que las perturbaciones generadas hacia el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), producto del funcionamiento de sus instalaciones, se mantengan dentro de los límites permitidos por la normativa vigente. 34 Ambas partes establecen que, en caso de incumplimiento de los indicadores de calidad del servicio, las compensaciones correspondientes serán aplicadas de acuerdo con lo dispuesto en la NTCSE. 3.2.2. Potencias contratadas La potencia contratada y la energía asociada a esta representan el compromiso máximo de suministro que asume la empresa generadora en el punto de suministro, conforme a lo estipulado en el contrato. La generadora no está obligada a proporcionar, ni a gestionar el suministro de, una cantidad de potencia o energía superior a la contratada para cada punto de entrega. Esta potencia contratada debe cumplir con lo establecido en el Reglamento de Usuarios Libres. Durante la vigencia del contrato, la potencia contratada será de 9 900 kW. No obstante, se han definido dos periodos en los que se incrementará dicha potencia, conforme a la capacidad autorizada por el concesionario de distribución en la zona donde se ubican los puntos de suministro: • Periodo 01: Desde el 1 de enero de 2027 hasta el 30 de junio de 2027, la potencia contratada será de 13 500 kW. • Periodo 02: Desde el 1 de julio de 2027 hasta el 31 de diciembre de 2030, la potencia contratada se incrementará a 17 500 kW. Estos valores reflejan la evolución proyectada de la demanda del cliente y se enmarcan en los límites técnicos autorizados por el concesionario correspondiente. Asimismo, se establece que la potencia mínima contratada representa la obligación mínima de pago por concepto de potencia que debe asumir el cliente frente a la empresa generadora, independientemente del nivel de uso efectivo de dicha potencia. Sin perjuicio de las condiciones previamente establecidas, el cliente mantiene el derecho de implementar sistemas de almacenamiento de energía mediante baterías (BESS, por sus siglas en inglés) dentro de sus instalaciones, sin que existan restricciones al respecto, siempre que la energía requerida para su operación provenga exclusivamente de la energía asociada al punto de suministro establecido en el contrato. 35 Tabla 3.22-3.2-1 Precios de Potencia y Energía por Contrato Barra de Referencia de Generación (BRG) Periodo Energía US$ / MWh Potencia S/kw-Mes Hora Punta (PEPo) Hora Fuera de Punta (PEFo) (PPo) Chavarría 220 kV Periodo 1: 1 de enero al 31 de diciembre de 2027 42,0 42,0 Tarifa en Barra Osinergmin Periodo 2: 1 de enero al 31 de diciembre de 2028 41,51 41,51 Periodo 3: 1 de enero al 31 de diciembre de 2029 40,84 40,84 Periodo 4: 1 de enero al 31 de diciembre de 2030 40,84 40,84 Periodo 5: 1 de enero al 31 de diciembre de 2031 40,84 40,84 Fuente: Contrato APM Terminals Callao S.A.– Osinergmin Los precios de Energía establecidos en el contrato son valores netos, Tabla 3.2-1, no contemplan el Impuesto General a las Ventas (IGV), el Impuesto de Promoción Municipal ni el cargo correspondiente al Fondo de Compensación Social Eléctrico (FOSE), los cuales serán asumidos por el cliente. Además, cualquier modificación futura en la normativa tributaria que implique la creación o variación de tributos aplicables al consumo de electricidad y que, según la legislación vigente, deban ser trasladados al cliente, originará un ajuste automático en los precios contractuales, garantizando que el 36 generador reciba en todo momento los importes netos previamente pactados, para más detalle ver ANEXO 01, Cálculo de Precios y Peajes y Ley de Generación Distribuida. Los valores correspondientes al Precio Promedio de la Energía (PPI) y al Precio en el Nodo Generador (PNG) son incorporados en el flujo de caja, con el propósito de realizar la evaluación económica y el análisis de rentabilidad, los cuales serán desarrollados en el Capítulo 5. 3.3. Perfil de demanda de la terminal 3.3.1. Metodología para la elaboración del perfil de demanda diario9 Para la construcción del perfil de carga diario, se utilizaron los registros de demanda eléctrica de La Terminal correspondientes al año 2024, medidos en intervalos de 15 minutos, ver Fig. 3.3-1. Figura 3.3-1 Mediciones de Potencia por hora de enero a diciembre del 2024 Fuente: Elaboración Propia En primera instancia, los datos se agruparon por mes, y para cada hora del día se calculó el promedio de la demanda considerando todos los días del mes correspondiente. Este procedimiento permitió obtener un perfil horario representativo de 24 puntos para cada mes, reduciendo el efecto de variaciones puntuales y destacando el comportamiento estacional de la demanda, Ver Fig. 3.3-2 y Fig. 3.3-3. 9 Se utilizaron como referencias metodológicas las siguientes fuentes: Quinatoa Lema, F. D., & Chugcho Guato, S. D. (2019). Análisis de las estrategias peak shaving en la empresa Prolatd y González de Antonio, M. (2019). Estudio de viabilidad tecno-económica para el uso de baterías en modo “peak-shaving” en una industria. 37 Figura 3.3-2 Mediciones de Potencia por hora – enero 2024 Fuente: Elaboración Propia Figura 3.3-3 Mediciones de Potencia por hora – noviembre 2024 Fuente: Elaboración Propia Posteriormente, se compararon los perfiles mensuales, evaluando los valores mínimos y máximos de potencia, así co