Artículo publicado originalmente en la edición número 20 de la Revista. Canal Solar
Las olas de calor que vivimos en el periodo del 12 al 18 de noviembre de 2023 suelen ser más frecuentes y con mayor intensidad debido a los cambios climáticos que ya están en marcha.
Estudios del IPCC (Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático) indican que con el aumento de la temperatura del planeta, tienden a agravarse eventos extremos como el aumento de la temperatura, así como otros relacionados con variables climáticas.
El aumento medio de la temperatura y sus fluctuaciones acaban incrementando la demanda energética, presentándose picos de potencia. El gráfico de la figura 1 muestra la relación entre aumento de temperatura y aumento de demanda del sistema, observando el histórico disponible en el sitio web del ONS.
Dependiendo de la temperatura media del día, un aumento de un grado durante el día provoca o no un aumento de la carga eléctrica. Para temperaturas medias bajas, un aumento de un grado puede representar una disminución de la carga eléctrica, lo cual es muy común en los países del hemisferio norte.
En el caso brasileño, con temperaturas promedio de 23 a 25 grados, un aumento de 2 grados corresponde a un aumento del 2.1% en la carga del sistema en la región Sudeste. Esta relación se explica por las cargas de refrigeración y aire acondicionado que son más críticas a primera hora de la tarde, cuando el sol es más fuerte.
Esta relación observada en la historia tiende a aumentar a medida que los consumidores buscan cada vez más minimizar las molestias debidas al calor.
El gráfico también muestra que para períodos con temperaturas iniciales promedio de entre 17 y 19 grados, una variación positiva de 2 grados provoca un pico de carga mucho menor e incluso puede ser negativa para temperaturas más bajas. Esto muestra la no linealidad de la respuesta de la carga con la variación de temperatura que debe considerarse.
Volviendo al período de altas temperaturas observado en noviembre, en las regiones Sudeste y Centro-Oeste, por ejemplo, donde se concentra la mayor carga del sistema eléctrico brasileño, los picos de demanda se observaron básicamente alrededor de las 14 horas, especialmente el jueves (16 de noviembre). , 2023) que alcanzó los 61.482 MW.
Este mes podríamos haber tenido problemas de energía en el SIN (Sistema Interconectado Nacional). La Figura 2 muestra las curvas de carga para los cuatro días hábiles de la semana y el miércoles que fue feriado.
En el mismo gráfico de la figura 2, en amarillo, también está la curva de generación de MMGD (micro y mini generación distribuida) que esta semana prácticamente no hubo nubes en esta región. En el momento de máxima demanda teníamos un total de generación distribuida de 7.338 MW lo que alivió el pico de demanda como se muestra en el gráfico de la Figura 3 donde se traza la curva de carga neta.
Gracias a dos factores no tuvimos problemas de falta de energía y consecuente cambio en la frecuencia del sistema: los embalses de las hidroeléctricas del sureste, que estaban en niveles satisfactorios y la Generación distribuida.
Se puede observar que el pico de demanda sin GD (generación distribuida) se produciría el día 14 a las 14 horas con un valor de 61.482 MW. Considerando GD, el pico fue de 54.144 MW a las 14 horas del mismo día. Se produjo, por tanto, una disminución de la punta del SIN de 7,34 GW debido a la GD, es decir, un 11,8%.
Esto demuestra que el beneficio de la GD no es despreciable incluso en el desplazamiento de la generación térmica, es decir, muchas centrales térmicas contratadas podrían no ser necesarias.
Es claro que el pico no es cubierto solo por la DG y se activaron plantas térmicas, pero es importante resaltar que además de este beneficio conjunto al SIN, se ubica muy cerca de la carga, aliviando las redes de transmisión y distribución. en estos momentos. Este alivio minimiza la inversión en la ampliación de redes, haciendo el sistema más eficiente.
Dado que la GD es predominantemente de origen solar, existe preocupación por una disminución de la generación en períodos con nubes y precipitaciones. Sin embargo, con la disminución de la incidencia solar durante estos periodos, la carga de aire acondicionado y refrigeración también disminuye, es decir, existe una correlación positiva minimizando la potencia pico.
En la audiencia pública para la mejora del REN 482/12 en 2019 (AIR 1/19), el ANEEL La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANE) de Brasil utilizó la métrica ELCC (Capacidad de Carga Equivalente) para calcular los beneficios de la generación distribuida. Esta métrica identifica la contribución de la fuente de energía a la confiabilidad del sistema cuando se produce un aumento de la carga.
Se observó que la fuente solar en Brasil tiene un ELCC más alto que en EE.UU. debido a la hora punta del sistema. La contribución de la GD en Brasil tiene una característica peculiar que no se observa en países con climas más fríos.
Lamentablemente, ese mismo año, el ANEEL Después de varias discusiones, lanza el CP 25/19 donde abandona todos los trabajos realizados e impone el costo total del cable y los cargos de compensación de energía gratuita solo a TE.
El efecto positivo de la GD medido a través de ELCC tiende a disminuir a medida que aumenta la penetración, ya que no es una fuente despachable. La Figura 4 muestra la nueva curva si el nivel de penetración de GD solar duplicara su valor actual y la carga se mantuviera en los niveles de la semana del día 13.
La punta se observa moviéndose hacia las 20 pm y con una forma cercana a la curva del pato (ver curva del miércoles). Es importante mencionar que existe una preocupación real por la operación del sistema con la rampa a partir de las 16 pm pero que debería ser efectivo en base a tasas de penetración de GD mucho más altas que en otros países.
Cuando el aumento de la penetración alcance niveles elevados, podremos utilizar soluciones como el almacenamiento en baterías para mejorar el ELCC y la rampa de la curva de pato, que ya es una realidad fuera de Brasil.
Finalmente, es importante que el MME (Ministerio de Minas y Energía) y el ANEEL establecer rápidamente lineamientos y regulación tarifaria observando los costos y beneficios de la GD (generación distribuida) según lo determina la Ley 14300/22.
Sería interesante utilizar los conceptos incluidos en AIR 1/19 y actualizarlos para resolver el estancamiento actual. La generalización utilizada aquí sólo trae una advertencia para no criminalizar la GD, pero es necesario que al cuantificar las ganancias se consideren los efectos particulares sobre los alimentadores, es decir, sobre las redes de media tensión.
