Efectos de la integración de energías renovables

otorguen reservas al sistema, estará directamente relacionado a la disponibilidad y credibilidad de los pagos por reserva y capacidad.

Figura 3-11: Señales de precios y operación entre agentes del mercado. Fuente: Ahmadi, 2013.

3.5.Efectos de la integración de energías renovables en la planificación de reservas

La mayor integración de energía renovable intermitente (e.g. generación eólica o solar fotovoltaica) presenta un gran desafío en cuanto a la operación de las redes eléctricas. Las características propias del recurso eólico y solar, no permiten una predictibilidad absoluta, y más aún presentan una variabilidad importante. Es debido a esto, que al incrementar el uso de la energía renovable intermitente, la red requerirá un mayor uso de reservas operacionales, tanto para el control de frecuencia como para el seguimiento de la demanda. En particular, el uso de la energía solar fotovoltaica, desplaza unidades mecánicas, quitando así inercia al sistema, lo que conlleva a una mayor sensibilidad de frecuencia ante cambios de la demanda eléctrica.

14 1. Introduction Plans & Load Forecasting Base Load Generating Units Peak Load Generating Units

Energy & Reserve

Markets Capacity Market

Firm Load Demand Non-firm Load Demand GenCos ISO DisCos Plans Security Signals Security Signals

Energy & Reserve Markets Prices

Signals

Energy & Reserve Markets Prices Signals Capacity Market Price Signal Capacity Market Price Signal

Figure 1.5: Introduction: Security constraint capacity expansion planning model.

capacity price, reserve price and energy price signal will be sent to market participants from the capacity market, short term reserve market and energy market, respectively.

The capacity market and the institution of capacity signal have been a controversial issue in the electricity industry restructuring. Some researchers believe that the capacity mechanism is essential for encouraging investments on new capacity, if it is designed properly. Generally, energy and ancillary services

markets should be able to provide sufficient incentives for investment on a

new capacity addition. Based on the political realities of electricity markets, there may not be sufficient stimulus to induce investments when the available capacity is tightened; then an explicit capacity mechanism would be needed to signal capacity shortages and induce investments on electricity supply. Note that in capacity expansion planning problem, the coordination among long- term planning, mid-term operational planning and short-term operation are of essential to simulate different market prices. In the next subsection, we will discuss more about these markets.

Debido a esta preocupación, distintos estudios en Estados Unidos y Europa han cuantificado el impacto que esto tendría en las redes eléctricas, de modo de poder planificar y cuantificar la necesidad adicional de reservas (NREL, 2011):

• NYISO/NYSERDA: The Effects of Integrating Wind Power on Transmission System Planning, Reliability, and Operations (2005)

• Minnesota: 2006 Minnesota Wind Integration Study (2006)

• Arizona Public Service Wind Integration Cost Impact Study (2007)

• California ISO: Integration of Renewable Resources (2007)

• ERCOT: Analysis of Wind Generation Impact on ERCOT Ancillary Services Requirements (2008)

• Ireland: All Island Grid Study (2008)

• Eastern Wind Integration and Transmission Study (2010)

• Southwest Power Pool: Wind Integration Task Force Integration Study (2010)

• Western Wind and Solar Integration Study (2010)

En Chile, el estudio más reciente fue publicado por el CDEC-SING:

• Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING (2012)

En todos estos estudios la conclusión es similar: los requerimientos de reservas operativas son mayores ante un incremento en la integración de energía eólica y solar, por lo que entonces se intenta definir nuevas metodologías para el cálculo de estas reservas. Sin embargo, estos requerimientos varían según la disponibilidad de energía hidroeléctrica y condiciones propias del sistema (e.g. calidad del recurso renovable). Como es posible ver en la figura 3-12, la generación solar fotovoltaica puede sufrir variaciones importantes en su inyección de energía al sistema, que requiere reserva en giro de subida como también de bajada para mantener el equilibrio de generación y consumo. Sin embargo, las características de estos recursos son muy dependientes de la

ubicación geográfica. Chile en particular posee un excelente recurso solar en el norte del país debido a las condiciones atmosféricas (i.e. baja presencia de nubes) que hacen su inclusión más fácil que en otros sistemas. Sin embargo, el perfil de generación sigue siendo similar (i.e. generación es directamente proporcional a la radiación solar), lo que implica que se necesitará respaldo en las horas de la noche y madrugada, así como también flexibilidad del sistema para evitar la desconexión de unidades. Los efectos de lo anterior pueden significar un costo importante para el sistema.

Figura 3-12: Generación de una central fotovoltaica con rápidas fluctuaciones. Fuente: EPRI (2010).

Entre algunos de los efectos que esta inclusión de la generación intermitente podría tener en la operación se identifican los siguientes (Papavasiliou, 2011):

A. Afectar despacho unidades. La variabilidad de los recursos renovables puede necesitar desviaciones costosas del plan de pre-despacho, así como el encendido o apagado de unidades para compensar la falta o exceso intempestivo de energía, lo que puede generar contaminación adicional y mayor mantenimiento de las unidades.

B. Mayores requerimientos de reservas operativas. La variabilidad del recurso renovable puede necesitar un ajuste rápido en la generación en respuesta de un evento no anticipado, lo que demanda un respaldo de generadores que puedan incrementar (o disminuir) rápidamente su generación. Se necesitará mayor

Market Size and Potential

3-8

such as zinc-bromine and vanadium redox systems, advanced lead-acid batteries, and lithium-ion battery and flywheel systems for fast response and smoothing.

Photovoltaic Integration

Larger megawatt-scale photovoltaic installations will need energy storage due to the occurrence of large voltage sags and rapid demand shifts due to cloud effects. These effects can be even more severe than wind ramps because they are much faster. Rapid voltage excursions (Figure 3-6 below) present a significant challenge to utilities trying to integrate and manage these resources on their systems.

Figure 3-6

Output of Large Photovoltaic Power Plant over One Day, with Rapid Variability Due to Clouds

In recent years, the increase of photovoltaic penetration on the distribution grid has presented operational problems for utilities. Energy storage systems can potentially alleviate voltage swings in the distribution grid. Large photovoltaic applications may also require high-power, low-energy storage systems that can perform many cycles and are capable of fast response. Such systems would generally be in the size range of 500 kW to 1 MW or larger with 15 minutes to 1 hr of storage, and could include advanced lead acid batteries, lithium-ion batteries, and super- capacitors.

cantidad de reservas en todos sus tipos (i.e. primaria, secundaria y terciaria). Este efecto puede ser exacerbado si es que las tecnologías quitan inercia al sistema (e.g. reemplazar motores eléctrico con paneles fotovoltaicos).

C. Correlación positiva con hidroelectricidad, correlación negativa con la demanda. La disponibilidad del recurso hídrico viene dado por las temporadas de lluvia y el derretimiento de la nieve. Luego, es posible que exista un exceso de capacidad, cuya utilización puede verse comprometida debido a la presencia de la generación renovable. En el sistema de California, el recurso renovable se incrementa en la noche y disminuye durante el día, lo cual es inverso al comportamiento de la demanda eléctrica en este sistema. La correlación negativa con la demanda podría ser un problema adicional.

D. Intermitencia ante presencia de vientos elevados: Los generadores eólicos se detienen cuando el viento supera un cierto umbral de velocidad, debido a protecciones mecánicas en las turbinas. Luego, ante la presencia de una tormenta, existe un mayor riesgo de una posible escasez de energía. El problema se acentúa cuando la velocidad de corte es la misma en todos los parques eólicos. El mismo problema puede resultar en sistemas donde exista nubosidad que interrumpa la generación solar.

Debido a que se necesitan mayores requerimientos de reservas operacionales, entonces se tendrá un mayor costo para la inclusión de energía renovable intermitente. Sin embargo, el costo total que esto pueda representar para el sistema estará influenciado fuertemente por la capacidad instalada en líneas de transmisión, almacenamiento de energía, generación hidroeléctrica, sistemas automáticos de generación y monitoreo, entre otros. Niveles de integración de energía renovable más allá de un 20-30% es difícilmente percibido como económico (Papavasiliou, 2011). Así, se necesita generar sistemas regulatorios que permitan la entrada de nuevas tecnologías con el fin de lograr controlar la variabilidad, tales como la gestión de la demanda (demand response) o tecnologías de almacenamiento de energía, entre otras. Los principales factores que

impactan el costo de la integración de energía renovable a gran escala se dividen básicamente en tres (Papavasiliou, 2011):

A. Incremento de los costos de operación: Existe un mayor costo debido a la necesidad de reservas adicionales. Estos costos varían según los niveles de inclusión de energía intermitente, donde algunos investigadores los valorizan entre 0-7$/MWh (Gross, 2006).

B. Energía renovable no usada (discarded power): Existe la posibilidad que el sistema no pueda absorber la generación intermitente para mantener la seguridad del sistema. Esto significaría una pérdida importante dado que el recurso eólico o solar no utilizado es perdido. Situaciones de este estilo se han visto en California y Texas.

C. Inversión en capacidad: Debido a la intermitencia de la generación renovable, se necesita una inversión en capacidad, dado que las fuentes intermitentes no logran suministrar la misma cantidad de potencia firme como lo hacen las centrales convencionales. De acuerdo a la investigación realizada por Gross et al. (2006), para niveles de penetración de un 20% de generación intermitente, esta aporta sólo entre 15%-20% de su capacidad como respaldo o potencia firme. Estos valores dependerán de la correlación entre la demanda y los perfiles de generación intermitente .