Cómo los operadores de redes de EE. UU. Planean abordar el almacenamiento de energía a escala de gigavatios

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Fuente: https://www.greentechmedia.com/

Las baterías y los proyectos híbridos de energías renovables más almacenamiento serán un recurso de red masivo. Las redes de transmisión y los mercados energéticos deberán adaptarse.

por Jeff St. John
10 de febrero de 2021

¿Cómo se pueden adaptar las redes de transmisión y los mercados mayoristas de energía de EE. UU. A los gigavatios de almacenamiento de energía que se pondrán en funcionamiento durante la próxima década? 

En un futuro cercano, la escala de las baterías que abastecen a las redes eléctricas de EE. UU. Va a explotar, aumentando de  aproximadamente 1,5 gigavatios en la actualidad  a decenas o cientos de gigavatios para 2030. Estas baterías desempeñarán un papel vital en el cambio de energía eólica y solar intermitente desde cuando se produce cuando se necesita y satisface necesidades de servicios de red más amplias en una red cada vez más descarbonizada. 

Pero como un recurso que puede absorber y descargar energía en cualquier momento, las baterías son muy diferentes tanto de los generadores despachables como de los parques eólicos y solares intermitentes. Eso requiere nuevos sistemas técnicos y económicos para administrarlos y valorarlos, y los operadores de la red que administran los mercados mayoristas de electricidad que prestan servicios a aproximadamente dos tercios del país están luchando por hacer esos cambios para mantenerse al día con el ritmo de crecimiento. 

Esa es una de las conclusiones clave del foro de políticas de la Asociación de Almacenamiento de Energía de la semana pasada, donde representantes de las organizaciones regionales de transmisión (RTO) y operadores de sistemas independientes (ISO) del país se unieron a los grupos y reguladores de la industria del almacenamiento para describir su trabajo en la integración del almacenamiento de energía. 

Richard Glick, el  recién nombrado presidente  de la Comisión Federal Reguladora de Energía, que regula las ISO y las RTO, señaló que el almacenamiento es una de varias tecnologías nuevas que enfrentan barreras para la participación total en el mercado que FERC está tratando de eliminar. 

«Creo que la comisión ha hecho un buen trabajo en eso durante la última media década», dijo el demócrata. La Orden 841 de la FERC  ha generado nuevas e importantes oportunidades para que el almacenamiento de energía participe en los mercados mayoristas de energía, capacidad y servicios auxiliares, aunque a diferentes ritmos y de diferentes formas en las ISO y las RTO. La Orden 2222 de la FERC  establece un camino similar para los recursos energéticos distribuidos, incluidas las baterías agregadas. 

Al mismo tiempo, «los generadores de energía renovable ven el almacenamiento como un socio muy importante», dijo, ya que los proyectos eólicos y solares agregan baterías para reafirmar y cambiar su producción de energía para satisfacer las demandas de la red. Estos recursos híbridos ahora representan aproximadamente dos tercios de todos los proyectos solares en la cola de interconexión del operador de red de California CAISO y constituyen una parte creciente de los proyectos de energía limpia en otros mercados. Los desarrolladores incluyendo  FED renovables ,  Enel ,  NextEra Energy , LS de energía  y muchos otros están combinando cada vez más las energías renovables y las baterías en varios estados. 

Gregory Cook, director ejecutivo de mercado e infraestructura de California ISO, destacó el trabajo en curso para integrar estas nuevas combinaciones en sus estructuras de interconexión y mercado. CAISO espera que sus aproximadamente 550 megavatios de almacenamiento de energía aumenten a 1.750 MW para este verano y a 3.300 MW en los próximos años. 

Los apagones continuos de California el pasado agosto han llevado a los reguladores estatales a presionar para  acelerar el despliegue de baterías , y «gran parte de ese nuevo almacenamiento será en forma de recursos híbridos, donde estamos viendo almacenamiento agregado a los sitios solares existentes». Más allá de permitir que varios recursos se conecten en un solo punto, emparejar baterías con energía solar les permite acceder a créditos fiscales federales que, hasta ahora, no están disponibles para el almacenamiento independiente.   

Otros ISO están viendo patrones similares, aunque en volúmenes más bajos. Manu Asthana, director general del operador de red del Atlántico medio PJM, señaló que de los 145 gigavatios de generación en su cola de interconexión, el 92 por ciento son recursos solares, eólicos, de baterías o híbridos. Eso incluye aproximadamente 15 GW de almacenamiento independiente y otros 18 GW de almacenamiento híbrido. 

Renuka Chatterjee, directora ejecutiva de operaciones del sistema del Operador Independiente del Sistema Midcontinent, informó sobre 4 GW de almacenamiento independiente y 5 GW de recursos híbridos, gran parte de ellos vinculados a la energía solar. Bruce Rew, vicepresidente senior de operaciones de Southwest Power Pool, citó alrededor de 6 GW de almacenamiento híbrido y 3 GW de baterías independientes. 

Almacenamiento y bloqueos híbridos, desde la interconexión hasta la valoración de mercado 

Pero los desarrolladores de energía renovable y almacenamiento están teniendo problemas con la forma en que la interconexión de los operadores de red y las reglas del mercado manejan los híbridos. La conferencia técnica de la FERC  sobre recursos híbridos  el verano pasado planteó «preocupaciones importantes y sustanciales», dijo, y agregó, «vamos a analizar seriamente y … detenidamente las respuestas que recibimos». 

La raíz de estos problemas, según un  documento de 2019  de Rob Gramlich y Michael Goggin de Grid Strategies y el director ejecutivo interino de Energy Storage Association, Jason Burwen, «es que las reglas actuales del mercado los representarán como desviaciones de los tipos de recursos existentes». 

Ese enfoque termina convirtiendo a los híbridos en reglas de mercado que los tratan como un «generador variable», o en otras palabras, un parque solar y eólico «que también es despachable, o como un recurso de almacenamiento que tiene combustible en el sitio». Cualquiera de las opciones termina aplicando mal los conceptos de interconexión y mercado que se manejarían mejor creando una categoría híbrida separada para lidiar con ellos, argumentan.  

Por ejemplo, algunos ISO y RTO requieren proyectos renovables que buscan agregar baterías para volver a enviar aplicaciones de interconexión, lo que puede retrasarlas en   colas de interconexión ya largas y difíciles de navegar . 

Otros pueden suponer que las energías renovables y el almacenamiento inyectarán simultáneamente energía a niveles que causarían problemas de confiabilidad en su sitio de interconexión, aunque los operadores del proyecto no tendrían un incentivo económico para hacerlo y podrían controlar fácilmente sus sistemas para evitarlo. 

En el frente de la desconexión del mercado, los sistemas de almacenamiento híbridos y autónomos pueden estar sujetos a reglas que requieren que se sometan a despachos de operadores de red que pueden limitar su capacidad para optimizar su valor económico. Los ejemplos incluyen reglas que obligan a las baterías a retener estados mínimos de carga, que están destinadas a garantizar que estarán disponibles a plena capacidad cuando se envíen, pero que los desarrolladores dicen que limitan su libertad para optimizar su capacidad de almacenamiento.  

Los ISO están tomando medidas para resolver estas desconexiones. CAISO permite que los proyectos solares que agregan baterías presenten una “modificación de material” en lugar de volver a enviar proyectos a su lista. Su  Iniciativa de Recursos Híbridos  está desarrollando parámetros de estado de carga que ofrecen más flexibilidad, así como una opción para que los proyectos administren el envío combinado de energías renovables y almacenamiento, ambos se espera que finalicen a finales de este año, dijo Cook. 

El operador del sistema independiente de Midcontinent está desarrollando un servicio de interconexión de excedentes similar  para facilitar la adición de baterías a proyectos eólicos y solares, dijo Chatterjee. Y el operador de red del estado de Nueva York, NYISO, ha desarrollado  reglas para que el almacenamiento de energía  participe en los mercados de energía mayoristas y para brindar servicios a las empresas de servicios públicos como parte de su implementación en agosto de la Orden 841, según  Michael DeSocio , director de diseño de mercado. 

Las reglas de «mitigación del poder de mercado», diseñadas para evitar que los propietarios de plantas de energía utilicen su concentración relativamente alta de recursos en la huella de una ISO para actuar de manera que cambien los precios de manera no competitiva, también se pueden aplicar incorrectamente a las baterías que constituyen una fracción de las actuales. mercados, argumentan los desarrolladores. 

Estas complicaciones se han visto agravadas por varias órdenes aprobadas por la mayoría republicana de FERC bajo la administración Trump que han aplicado estas estructuras de mitigación de mercado en recursos subsidiados por el estado, incluidas las baterías, de manera que han limitado su capacidad para competir en los mercados de capacidad en  los 13 estados de PJM. territorio  y en las secciones del estado inferior de la red de  NYISO .   

Glick, quien votó en contra de estas decisiones, repitió su opinión anteriormente expresada de que es probable que sean revocadas por desafíos legales. Pero también señaló que las partes interesadas de ISO y RTO están trabajando en propuestas de reforma del mercado que deberán tener en cuenta no solo la resolución de conflictos entre la jurisdicción estatal y federal sobre la política energética, sino también la búsqueda de formas de adaptarse a la combinación cambiante de recursos que los suministran. 

“Nuestro papel es asegurarnos de que las reglas del mercado no actúen como barreras”, dijo. 

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