Los inversores en sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) suelen buscar conexiones a la red en ubicaciones determinadas por factores no relacionados con la red, como la disponibilidad de terrenos, creando posibles desajustes con los puntos óptimos de integración en la red. Para complicar este desafío, las evaluaciones tradicionales de capacidad de alojamiento se basan en escenarios extremos conservadores que subestiman significativamente las capacidades viables de BESS y reducen la atractividad de la inversión. Este documento presenta un marco de Flujo Óptimo de Potencia con Restricciones Cuadráticas Multi-Período para operaciones horarias de un año que evalúa modelos de inversión cooperativa donde los inversores otorgan el control operativo a los operadores del sistema de distribución, permitiendo beneficios mutuos a través de instalaciones más grandes y una operación optimizada de la red. La optimización convexa conduce a una resolución rápida de aproximadamente 160 segundos. La metodología integra dependencias temporales del estado de carga, costos de degradación y términos de penalización para modelar la operación integral de BESS mientras se imponen restricciones de voltaje, térmicas y de balance de potencia. Aplicado a la red de referencia MV de CIGRE con datos de mercado de 2024, el marco compara sistemáticamente la operación de arbitraje independiente contra escenarios integrados a la red mediante un análisis del Valor Presente Neto. Los resultados identifican una capacidad óptima de BESS de 30 MWh en un único punto de conexión, con cuellos de botella en la red que limitan la expansión de capacidad adicional. Aunque las horas de congestión de línea aumentan sustancialmente a medida que crece la capacidad, la configuración sigue siendo económicamente atractiva, demostrando que los marcos operativos cooperativos desbloquean un valor significativo tanto para inversores como para operadores de red, manteniendo la fiabilidad del sistema.
Miller et al. (Sun,) estudiaron esta cuestión.