California tiene casi 5 GW en cuanto a distribución de energía eléctrica hoy en día y puede tener 13,5 GW en 2025. ¿Cómo pueden ayudar a detener los apagones?
Los recursos energéticos distribuidos de California se suman a la capacidad equivalente a gigavatios que podrían usarse para prevenir futuros apagones continuos y equilibrar la red cada vez más limpia del estado, si el estado puede compensarlos por esos servicios.
El último informe de Wood Mackenzie encuentra que California ya tiene 4,7 gigavatios de capacidad de energía distribuida flexible, o aproximadamente una décima parte de la demanda máxima de la red del estado. Alrededor de la mitad de eso es la carga de vehículos eléctricos residenciales, poco menos de un tercio es la respuesta a la demanda residencial, comercial, industrial y agrícola, y alrededor de una décima parte son baterías detrás del medidor.
Para 2025, se espera que la capacidad de recursos energéticos distribuidos flexibles crezca hasta los 13,5 GW, incluidos más de 11 GW de cargadores para vehículos eléctricos y baterías distribuidas. Esto equivaldrá a casi el 30% de la demanda pico proyectada, según el informe de WoodMac: “Market Design, DERs and the Future of Flexibility: Lessons From California’s 2020 Rolling Blackouts.”.
Como el título indica, los primeros apagones progresivos de California desde la crisis energética de 2001 han centrado la atención en los recursos que parecen haberle salvado de más apagones el mes pasado.
La conservación voluntaria proporciono una reducción estimada de 4 GW en los días posteriores a los apagones, que van desde microrredes hasta millones de clientes que redujeron el uso de la electricidad.
Pero esperar a que la caridad salve a California de las emergencias no es una base sólida para la futura fiabilidad de la red.
“Hay que encontrar maneras de extraer esa flexibilidad de una forma inteligente que sea valiosa tanto para los clientes como para la red”, dijo Elta Kolo, líder de contenido de la investigación de Wood Mackenzie sobre el borde de la red y coautora del informe.
Eso requiere “la tecnología adecuada, tanto para los clientes como en el back-end para expresarla a las empresas de servicios públicos”, así como los programas y tarifas que permiten a las residencias, empresas y los distribuidores de energía a invertir en la tecnología necesaria para convertir los recursos energéticos distribuidos en activos sensibles a la red.
Los apagones en California del mes pasado llevaron a que se desprendieran unos 1.000 megavatios el viernes 14 de agosto y 470 megavatios el sábado 15 de agosto. Eso es menos que la cantidad total de capacidad flexible de DER que tiene el estado ahora, Kolo señaló durante un episodio del podcast de The Interchange a principios de este mes.
“Es una gran afirmación decir que podríamos haber evitado los apagones”, advirtió, dadas las inusuales condiciones de la ola de calor en todo el oeste de EE.UU. que los provocaron.
Pero ñadió, “Tenemos que hacer un estudio de los recursos que hay y ver cómo podríamos integrarlos mejor en las operaciones”.
Lo que falta en los patrones actuales de los recursos energéticos distribuidos
Tomando los casi 1.500 MW de respuesta a la demanda que el operador de la red estatal CAISO puede pedir para reducir la demanda de electricidad. Sólo unos 200 MW de eso están inscritos en programas que pueden responder en 15 minutos, dijo Isaac Maze-Rothstein, analista de microgrid de WoodMac y coautor del informe – sobre la cantidad de tiempo que CAISO tuvo entre la pérdida de un generador de gas natural y la institución de los apagones de la red el 15 de agosto. Otros 860 MW de respuesta a la demanda pueden responder dentro de una media hora más o menos, mientras que el resto generalmente requiere una advertencia con un día de anticipación para ser llamado.
Casi toda la respuesta rápida de la demanda en California forma parte de los programas básicos interrumpibles administrados por Southern California Edison y Pacific Gas Electric,, que se basa en clientes comerciales, industriales y agrícolas dispuestos a rechazar el uso de la energía hasta unos máximos preestablecidos o a enfrentarse a sanciones financieras.
Pero los pronósticos de WoodMac indican que la mayoría de los DER (distributed energy resources) flexibles serán cargadores residenciales de EV y baterías BTM (Behind-the-meter), que pueden ofrecer servicios de red que los programas tradicionales de respuesta a la demanda centrados en la carga no pueden ofrecer.
De hecho, el enfoque tradicional de California centrado en la respuesta a la demanda para reclutar DER para las necesidades de la red eléctrica puede estar subestimándolos, dijo Maze-Rothstein. La energía solar en los techos de los hogares y las empresas reduce su demanda de electricidad de la red, lo que puede socavar las metodologías de respuesta a la demanda que determinan cuánto valen sus reducciones de carga.
Las baterías BTM sólo pueden reducir las cargas de los sitios anfitriones a cero, no inyectar la energía almacenada de nuevo en la red, y se enfrentan a complicaciones en la línea de base que reducen su valor de respuesta a la demanda, argumentan los grupos de la industria solar y de almacenamiento.
Y los cargadores de EV son cargas altamente impredecibles ya que pueden o no estar cargando cuando se les pide. Pero los programas actuales requieren que sus agregadores ofrezcan predicciones de sus cargas para el día siguiente, lo que hace que sea un reto ofrecerlas como respuesta a la demanda
Estas desconexiones están casi seguro de dejar sin aprovechar la capacidad de respuesta de emergencia del DER. Como evidencia, WoodMac señaló datos de EnelX, OhmConnect, Leap and Stem, cuatro participantes en el piloto del Mecanismo de Subasta de Respuesta a la Demanda (Demand Response Auction Mechanism, DRAM) de California que combinan los activos de respuesta a la demanda de C&I tradicionales con los termostatos inteligentes residenciales y la respuesta a la demanda de comportamiento, las baterías detrás del medidor y los cargadores de EV.
Estos cuatro proveedores contribuyeron colectivamente con 410 MW de reducción de carga en la semana siguiente a los apagones, según descubrió WoodMac.
Eso es mucho más que los 126 MW de capacidad combinada por los que reciben pagos de adecuación de recursos bajo el programa DRAM, lo que indica la brecha entre la capacidad habilitada por el mercado y lo que pueden hacer en una emergencia.
Para más información, visite: greentechmedia / Traducción libre del inglés por WorldEnergyTrade.com
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