Con la colaboración de Geraldo Silveira
En las últimas semanas del segundo semestre de 2024 se debatió intensamente el regreso del horario de verano, suprimido desde 2019. Entre los temas más debatidos estuvo el potencial de ahorro en horas punta de consumo.
Uno de los principales argumentos para el regreso del horario de verano sería la posibilidad de aliviar la demanda de energía del sistema eléctrico durante las horas punta, generalmente concentradas entre las 18 y las 21 horas.
Con el horario de verano, esta ventana de mayor consumo coincidiría con un momento del día en el que todavía hay luz solar, lo que podría reducir la necesidad de activar generadores que utilizan combustibles fósiles como fuente primaria, como las termoeléctricas.
Estas fuentes, además de ser más caras, tienen un mayor impacto ambiental, pero muchas veces son necesarias para cubrir estos picos de demanda. Además, se debate que el regreso del horario de verano podría beneficiar al sector eléctrico en términos de seguridad y estabilidad del sistema.
Con una disminución de la demanda máxima, las redes de transmisión y distribución se verían menos sobrecargadas, lo que reduciría el riesgo de apagones y otros problemas técnicos. Además, se debatió el impacto que el horario de verano podría tener en la rentabilidad económica de quienes poseen sistemas de generación solar fotovoltaica, principalmente debido a un posible impacto en la simultaneidad.
Aprovechando esta temática, este artículo tiene como objetivo presentar un estudio de la influencia del horario de verano en el autoconsumo de energía procedente de fuentes de energía solar. El objetivo es demostrar si existe un aumento significativo de la simultaneidad entre la generación fotovoltaica y el consumo de los clientes.
Este aumento de la simultaneidad ayudaría a mejorar el retorno económico del sistema fotovoltaico, además de requerir menos energía del Sistema Interconectado Nacional y, en consecuencia, reducir la demanda en momentos críticos.
De acuerdo a NT-ONS DPL 0093/2024El ONS (Operador del Sistema Eléctrico Nacional) destacó algunos beneficios de la reintroducción del horario de verano en los subsistemas Sur, Sudeste y Centro-Oeste, especialmente en lo que respecta a la reducción de la demanda punta en horas nocturnas.
La Figura 1 ilustra un ejemplo de la curva de carga típica para el subsistema Sureste/Centro-Oeste, comparando escenarios con y sin la adopción del horario de verano.
Si bien la Nota Técnica del ONS demostró que no hubo una reducción significativa en el consumo total de energía de los subsistemas analizados, se observó una disminución en la potencia pico durante la noche. Esta reducción tiene dos impactos financieros, uno de corto plazo y otro de largo plazo, respectivamente:
- Costos de combustible reducidos: ahorros de hasta R$ 356 millones en el uso de combustible para termoeléctricas;
- Disminución del coste de contratación de reserva de capacidad: la caída de la demanda máxima podría generar un ahorro anual de alrededor de R$ 1,8 mil millones, según el ONS.
El estudio realizado por la ONS es sistémico y abarca diferentes formas de generación y perfiles de consumo energético. Sin embargo, surgen las siguientes preguntas: ¿cuál es el impacto de...? horario de verano ¿Es significativo este impacto para los consumidores residenciales de baja tensión con sistemas fotovoltaicos? Este artículo busca responder a estas preguntas.
Horario de verano para consumidores residenciales
Para evaluar el impacto del horario de verano en los consumidores residenciales, se analizó el perfil de consumo de un transformador en la red de media/baja tensión de la concesionaria CPFL Paulista, que abastece principalmente a clientes residenciales. Las Figuras 2 y 3 muestran las curvas de carga para días laborables y fines de semana, respectivamente.
La modelización de este estudio supone que los hábitos de consumo de los clientes residenciales no sufren cambios significativos con el cambio de horario de verano, es decir, la comparación de la introducción o no del horario de verano se realizará considerando que el cliente mantiene el horario de verano. mismos hábitos de consumo de energía.
Por lo tanto, la principal consecuencia es un desplazamiento de la curva de carga una hora hacia adelante. Las figuras 4 y 5 muestran este desplazamiento para días laborables y fines de semana. Cabe destacar que, dado que el reloj se adelanta una hora durante el horario de verano, en comparación con el sistema de generación solar, es como si la curva de carga se desplazara una hora hacia la izquierda, como se muestra en la figura 4.
El consumo máximo que antes se producía alrededor de las 18:00 ahora se produce a las 17:00, si tomamos como referencia la proyección de la luz solar sobre la Tierra. Esto se aprecia mejor si consideramos que, si terminamos de trabajar a las 18:00 todos los días y se acerca la noche, durante el horario de verano la hora de finalización se mantiene a las 18:00, pero la noche tardará más en llegar, ya que el reloj se ha adelantado una hora.
Por supuesto, aquí existe el efecto del solsticio de verano, en el que los días son más largos que las noches, pero esta situación no cambia con la adopción del horario de verano o no.
Variación de la simultaneidad de la generación fotovoltaica con el horario de verano.
Un sistema fotovoltaico de 30 kW (AC)/37,4 kWp se consideró adecuado para satisfacer la demanda promedio del ramal analizado, según los datos extraídos de las curvas de carga presentadas en las Figuras 2 y 3.
En la Figura 6 se presenta la tabla con el consumo y la generación total mensual, además del promedio anual de cada una de estas variables (consumo y generación). La generación bajo análisis se obtuvo a partir de la simulación del sistema fotovoltaico propuesto en este tema (37,4 kWp) que tiene como objetivo satisfacer la demanda de consumo.
El sistema simulado considerado fue para la ciudad de Campinas (SP), para atender la curva de carga presentada, en el área de concesión de la CPFL Paulista.
| Mes | Consumo | Energía solar |
|---|---|---|
| 1 | 4633,44 kWh | 4653,44 kWh |
| 2 | 4199,76 kWh | 4015,03 kWh |
| 3 | 4652,45 kWh | 4888,89 kWh |
| 4 | 4507,89 kWh | 4968,80 kWh |
| 5 | 4633,44 kWh | 4779,27 kWh |
| 6 | 4507,89 kWh | 4339,65 kWh |
| 7 | 4652,45 kWh | 4920,93 kWh |
| 8 | 4633,44 kWh | 5027,00 kWh |
| 9 | 4526,90 kWh | 4788,22 kWh |
| 10 | 4633,44 kWh | 4926,02 kWh |
| 11 | 4488,88 kWh | 4542,05 kWh |
| 12 | 4671,46 kWh | 4651,11 kWh |
| Promedio | 4561,79 kWh | 4708,37 kWh |
Para evaluar el impacto del horario de verano en el autoconsumo es necesario analizar simultáneamente las curvas de carga y generación con y sin horario de verano. Las figuras 7 y 8 muestran estas curvas.
Se observa que, entre semana, el autoconsumo a última hora de la tarde aumenta debido al desplazamiento de la curva de carga hacia la izquierda, acercándose a la curva de generación, como ya se explicó en el tema anterior.
Los fines de semana no se observaron cambios significativos, debido a que el perfil de consumo fue bastante lineal.
A partir de las curvas de generación y consumo se tabuló el porcentaje de autoconsumo con y sin aplicación del horario de verano. Como el horario de verano abarca los meses de noviembre a febrero, la tabla de la Figura 9 refleja esta variación sólo para estos meses, de modo que podemos analizar el resultado del impacto del horario de verano en la variación de la simultaneidad.
| Mes | Consumo (kWh) | Energía solar (kWh) | % de simultaneidad normal | % simultaneidad horario de verano | Cambiando la concurrencia | Horario de verano |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 | 4633,44 | 4653,44 | 39,57% | 40,87% | 1,30% | SI |
| 2 | 4199,76 | 4015,03 | 41,76% | 43,19% | 1,43% | SI |
| 3 | 4652,45 | 4888,89 | 38,51% | 38,51% | 0,00% | NO |
| 4 | 4507,89 | 4968,80 | 35,08% | 35,08% | 0,00% | NO |
| 5 | 4633,44 | 4779,27 | 36,65% | 36,65% | 0,00% | NO |
| 6 | 4507,89 | 4339,65 | 36,69% | 36,69% | 0,00% | NO |
| 7 | 4652,45 | 4920,93 | 35,37% | 35,37% | 0,00% | NO |
| 8 | 4633,44 | 5027,00 | 34,76% | 34,76% | 0,00% | NO |
| 9 | 4526,90 | 4788,22 | 37,06% | 37,06% | 0,00% | NO |
| 10 | 4633,44 | 4926,02 | 38,09% | 38,09% | 0,00% | NO |
| 11 | 4488,88 | 4542,05 | 39,05% | 39,73% | 0,68% | SI |
| 12 | 4671,46 | 4651,11 | 41,05% | 42,14% | 1,09% | SI |
El análisis indica que, para este caso de estudio, el incremento medio del autoconsumo durante el horario de verano es aproximadamente del 1,125%. Esto significa que el horario de verano aumentaría la simultaneidad de este perfil de consumo de media sólo un 1,125%, un valor muy irrelevante.
El mes en el que la diferencia sería mayor, febrero, este incremento sería del 1,43%, demostrando que el horario de verano tendría poco impacto en el ratio consumo/generación fotovoltaica de un cliente residencial de baja tensión.
Conclusión
Con base en las premisas de este estudio, se determinó que el horario de verano promueve un aumento promedio del 1,125 % en el autoconsumo de los clientes residenciales en esta área de concesión (CPFL Paulista). Este valor es bastante bajo y no muestra un aumento significativo en caso de retorno al horario de verano, especialmente si se considera el consumo y la generación simultáneos de energía solar a partir de fuentes de generación distribuida.
Diferentes perfiles de la curva de carga pueden aumentar este porcentaje de simultaneidad y hacer más atractiva la reducción del consumo en horas punta, generando así mejores indicadores que justifiquen el regreso del horario de verano. Por lo tanto, cada análisis debe basarse en el perfil de la curva de carga, que es, en última instancia, el punto crucial que determinará si la implementación del horario de verano es beneficiosa o no.
Referencias
Las opiniones e información expresada son responsabilidad exclusiva del autor y no necesariamente representan la posición oficial del autor. Canal solares.
Una respuesta
Querido colega Thiago
De hecho, el anuncio del MME/ONS es más político que técnico.
Están interesados en reducir el coste del kWh, por decreto y al mismo tiempo eliminar incentivos a la energía SFV.
¡Mira cómo interfirieron con la Aneel en el tema de la inversión de flujo, casi haciendo inviable a GD con las recientes resoluciones y todavía no están satisfechos!