Como explicábamos en el blog “Curtailment – Parte 1″ el curtailment significa reducir potencia.
¿Sería posible lo contrario, hacer la operación inversa? Es decir, ¿que las plantas solares y eólicas subiesen su potencia? Si tomamos en cuenta su naturaleza, la respuesta es no, solo pueden bajar. Ahora bien, si hibridásemos incorporando mayor capacidad de almacenamiento -estaríamos hablando mayoritariamente de BESS (Sistemas de Almacenamiento de Energía de Baterías)- o con otras fuentes energéticas, o en modo “deloading”, es decir operando por debajo de su nominal o dicho de otra forma aplicando un % de curtailment permanente, esto si sería posible: seríamos capaces de aportar más potencia a la red cuando se requiera.
En la imagen se observa generación renovable (eólica) al bajar y subir.
Se intuye la limitación en la generación renovable que, por su naturaleza, en el instante de quitar el deloading, ‘nunca’ se podrá asegurar el incremento de inyección, ya que, a diferencia de las centrales térmicas o nucleares basadas en reservas, puede que no haya recurso (no sopla viento o hay nubes).
Así, para poder participar en servicios de balance, la operación de la planta se basa en un curtailment en ambas direcciones, también conocido como vertido operativo o almacenamiento implícito. Y cobra más importancia “a subir” ya que, a diferencia de “a bajar” donde el curtailment se realiza solo si es requerido el servicio, la planta está permanentemente vertiendo hasta dar el servicio.
El modelo de curtailment en ambas direcciones, ¿es algo que se esté planteando para la operación del futuro sistema eléctrico?
El actual mercado eléctrico tiene una penalización paralela que lo dificulta, y es que toda la potencia reservada en curtailment para poder dar servicio al operador del sistema se retribuye como disponibilidad y no está en disposición de ir al mercado (OMIE). Llevado al extremo, puede darse el caso de que tengamos en mercado la energía producida a mayor coste por una central térmica por el hecho de tener plantas renovables -con una energía más económica- reservadas para dar servicio al operador del sistema.
¿La alternativa?
Con matices, y siendo siempre conscientes que la prioridad es garantizar la estabilidad del sistema, deberíamos inyectar siempre la máxima energía renovable disponible y regular con una demanda flexible. Como apuntaba, la hibridación en las plantas de generación también ayudaría a minimizar desvíos y aprovechar excedentes, pero hay que tener en cuenta sus límites de capacidad y precios. Tenemos muchísimo por acometer.
Flexibilizar la demanda implica invertir en tecnología, pero no podemos obviar que la no flexibilidad también tiene sus costes. Las hibridaciones, por si solas no serán suficientes, y en cualquier caso deberíamos ambicionar una transición energética en la que no hubiese espacio para el vertido de ningún kWh de energía. Y, es que, como decíamos en el blog anterior la transición energética no es simplemente cambiar un tipo de generación por otro. Es imposible imaginar un sistema eléctrico futuro sin la demanda flexible. Sin tener en cuenta la dualidad generación-consumo. Necesitamos evolucionar el diseño de nuestra arquitectura de red, evolucionar la forma en la que se opera e incorporar nuevos modelos de negocio y mercado.
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