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Con BES de 10 MW y 20 MWh, el almacenamiento de energía en baterías de Pacto Energía en Coronel Vivida fue pensado para modular la demanda, reducir costos de transmisión y asegurar la tarifa local
En Coronel Vivida, en Paraná, Pacto Energía conectó toda la ciudad a un sistema de baterías que puede absorber el 100% de la carga local a través de un BES (sistema de almacenamiento de energía). La propuesta es simple y directa: resolver la limitación física de suministro y transformar eso en beneficio para el consumidor.
El BES instalado tiene 10 MW de potencia y hasta 20 MWh de capacidad, atendiendo alrededor de 9,000 unidades consumidoras dentro del área de concesión. Además del hito técnico, la inversión declarada fue poco más de R$ 30 millones, por debajo del costo estimado de una nueva subestación, y esto entra en la ecuación de tarifa.
Lo que fue instalado en Coronel Vivida
El proyecto gira en torno a un BES dimensionado para sostener la operación de la distribuidora sin superar el límite de potencia activa en el punto de conexión.
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En la práctica, el sistema permite modular la carga de la ciudad, utilizando almacenamiento para equilibrar picos y organizar el suministro.
La estructura física del sistema incluye 10 contenedores dedicados exclusivamente a las baterías, con la parte de conversión y conexión en corriente alterna hecha externamente, a través del PCS (el conjunto que hace la interfaz entre el sistema y la red eléctrica).
Por qué la distribuidora necesitó esta solución
Según el relato del proyecto, había una demanda contratada de 13 y la región estaba creciendo, con expansión de actividades rurales, comerciales e industriales.
El problema era que no había capacidad física suficiente para seguir este avance en el formato tradicional, lo que presionaba la operación.
En este escenario, la generación distribuida tuvo un papel importante antes y después del BES. Ayudó a satisfacer la necesidad hasta la instalación y pasa a ser aún más relevante para garantizar la carga del sistema, sin depender solo del horario de madrugada.
Cómo el sistema se conecta a la red
El camino eléctrico descrito involucra cuadros en baja tensión y transformadores que elevan la tensión hasta 13,8 kV, permitiendo la conexión con la red de la distribuidora. Este detalle es central porque el almacenamiento no está “aislado”: conversa con la red y opera junto a ella.
Otro punto destacado es la existencia de dos alimentadores, trayendo redundancia. Si una de las líneas tiene un problema, la otra mantiene la conexión, aumentando la resiliencia del servicio a la ciudad.
Plazo corto y logística en medio de feriados
El proyecto fue presentado como un desafío de ejecución: se establecieron 60 días para poner la operación en marcha. La ventana de trabajo abarcó desde diciembre hasta el carnaval, con feriados en el camino y un impacto directo en suministro, transporte y movilización de equipos.
Se mencionaron participaciones de empresas y equipos en la implementación, incluyendo a Solaric en la construcción y un fuerte frente de planificación para lidiar con la ejecución, regulación y logística de materiales y equipos.
Por qué esto puede reducir la tarifa
El argumento económico del proyecto es doble:
1) Menor inversión inicial
Se dijo que una nueva subestación, en el mejor de los casos, costaría alrededor de R$ 40 millones o poco más, mientras que el sistema de baterías costó un poco más de R$ 30 millones. Un menor Capex tiende a aliviar la presión sobre la tarifa a lo largo del tiempo, porque reduce el costo de infraestructura a recuperar.
2) Menor uso del sistema de transmisión
Al modular la carga local con almacenamiento, la operación comienza a utilizar menos la red de transmisión en determinados momentos. Esto, según la explicación del propio proyecto, reduce los costos de uso del sistema de transmisión, y esta reducción puede reflejarse en el precio final para el consumidor.
Lo que cambia para quienes viven y producen en la ciudad
Para la ciudad, la ganancia prometida es directa: más capacidad para atender el crecimiento sin “chocar con el techo” de suministro, con una operación más estable.
Para quienes dependen de energía todo el tiempo, como las industrias que operan 24 horas, el razonamiento es tener más previsibilidad y menos restricción operativa, ya que la carga del BES no puede estar limitada solo al período de baja demanda.
Al final, el proyecto fue presentado como un caso en el que la innovación se convierte en un beneficio concreto, uniendo la expansión del servicio, redundancia y reducción de costos estructurales.
Pregunta rápida para ti: en tu ciudad, ¿un sistema de este tipo con baterías haría diferencia en la calidad del suministro y en el valor de la factura de luz?
Contenido basado en información presentada por el Canal Solar.
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