El fin de semana decía: alimentación fotovoltaica, certificada

Fuente: https://www.pv-magazine.com/

A medida que se construye, pone en servicio y se conecta más capacidad de energía renovable, las preocupaciones sobre la estabilidad de la red están impulsando cambios regulatorios rápidos. En la Unión Europea, los cambios regulatorios están cobrando impulso. Como pionero, Alemania ha demostrado que lograr el cumplimiento puede parecer una carga al principio, pero puede integrarse rápidamente en los procesos y plataformas existentes.

Los activos fotovoltaicos que se desarrollan en las redes europeas se enfrentan cada vez más a nuevas condiciones que se les imponen en la búsqueda de mantener la estabilidad de la red. En el pasado, los operadores de redes locales decidían los requisitos de gestión de alimentación de los paneles solares mediante pruebas de cumplimiento.

La industria ahora está viendo cada vez más los beneficios del cumplimiento a través de la certificación. Liderado por los reguladores europeos, el objetivo más amplio es un suministro de red sostenible, asequible y seguro, pero los pasos para lograrlo no han estado exentos de controversia.

Alemania primero

En la Unión Europea, el Reglamento de la UE 2016/631, conocido informalmente como el Código de red sobre requisitos para generadores (RfG), ​​se estableció en 2016 para orientar los nuevos sistemas de generación y almacenamiento de energía conectados a la red. Cada país miembro sigue el RfG para hacer cumplir las reglas de cumplimiento del código de la red con sus propias diferencias y a lo largo de diferentes marcos de tiempo.

En Alemania, las normas relacionadas con RfG han estado en vigor, con un período de exención, desde el 27 de abril de 2019. Esto convirtió al país en el primer motor de la UE y el primer país del mundo en exigir elementos como el control certificado de potencia reactiva en los nuevos instalaciones solares. Sin embargo, Alemania fue más allá de las pautas de RfG, regulando los generadores más pequeños.

“En Alemania, una de las razones de los requisitos más estrictos es la alta penetración de fuentes de generación intermitentes”, dice Ehsan Khan, ingeniero de cumplimiento del código de red en Meteocontrol. Las cifras de los gráficos de energía de Fraunhofer ISE muestran que el 50,9% del mix eléctrico alemán en 2020 estaba cubierto por energías renovables, incluida la eólica al 27% y la solar al 10,5%.

“Los planes de ‘Energiewende’ o ‘transición energética’ en curso de Alemania son agresivos para pasar rápidamente a las energías renovables”, dice Khan. «Por lo tanto, los requisitos estrictos y controlables son comprensibles, incluso si Alemania es mucho más restrictiva que otros países».

Mudanzas de la UE

Otros países de la UE con importantes aportaciones de energías renovables, incluidos países como España, los Países Bajos, Polonia y Portugal, han sido los siguientes en la línea para implementar las regulaciones en leyes.

En España, el Real Decreto 647/2020 (Real Decreto) consolidado implementó nuevos criterios basados ​​en RfG para generadores el 7 de julio de 2020, con un período de transición en el lugar siguiendo una Orden Ministerial (Orden Ministerial). En Polonia, se publicó una guía técnica el 20 de marzo de 2020, con una versión final aún por venir.

Sin embargo, todavía falta un marco conjunto entre los códigos de red europeos, y la incertidumbre en torno a la aplicación de los códigos de red finales y los procedimientos nacionales de verificación del cumplimiento sigue siendo problemática.

Sin embargo, el objetivo sigue siendo el mismo: el RfG tiene la intención de proporcionar soporte de red desde más vías. A medida que aumentan las inyecciones de energía renovable, esto proporciona a los operadores de red más herramientas para mantener la estabilidad de la red. Con ese fin, los arreglos fotovoltaicos más grandes pueden necesitar suministrar energía reactiva, ofrecer soporte dinámico de red durante picos o caídas de voltaje a corto plazo, y más. Incluso de noche, los parques solares con gestión de alimentación compatible pueden proporcionar energía reactiva a la red a través de cargas capacitivas, la denominada función «Q de noche».

Poder maximo

El RfG establece reglas en función de la capacidad máxima de generación, el nivel de tensión de conexión y la ubicación de la instalación. Existen cuatro tipos: A, B, C y D. Cada instalación se clasifica por sus clasificaciones de potencia: el tipo A se clasifica como una instalación menor, con requisitos mínimos, las instalaciones de tipo D más grandes tienen requisitos importantes.

Como se muestra en la tabla (abajo a la derecha), los generadores de Tipo A pueden suministrar hasta 1 MW en Europa continental, 1,5 MW en las áreas nórdicas, pero solo 0,1 MW en Irlanda e Irlanda del Norte. Más allá de esos niveles, los generadores se convierten en Tipo B, lo que requiere una gestión de alimentación certificada, con los Tipos C y D más rigurosos.

Sin embargo, la propia implementación de Alemania, a través de las nuevas reglas de aplicación VDE-AR-N 4110 y VDE-AR-N 4120, tiene limitaciones mucho más agresivas. Para los generadores fotovoltaicos, se requieren estrictamente controladores de gestión de alimentación certificados a partir de un tamaño de instalación que comience por encima de 135 kW, en comparación con las pautas de RfG que establecen un umbral de 1 MW.

Gestión de alimentación

El proceso de requerir unidades de control certificadas (conocidas como controladores de plantas de energía o PPC) en instalaciones solares de mayor (mayor) escala ha pasado por un período de transición escéptico, pero las preocupaciones en su mayoría han disminuido. En 2019, pv magazine publicó un informe especial y una encuesta de EPC preocupados que trabajan en Alemania sobre costos y requisitos adicionales desconocidos.

Sin embargo, ahora que las leyes han estado vigentes durante dos años, se reconoce que los costos de compra de PPC certificados han aumentado, aunque los inversores pueden ser más baratos con la gestión de la energía pasando a los controladores. Y parece que el enfoque estandarizado y la función probada han dado como resultado lo que algunos en la industria llaman un mejor resultado general.

Comentarios de la industria

Richard Morris, director ejecutivo de Zebotec, un integrador de sistemas independiente, describe algunas reticencias iniciales en torno al proceso de certificación de controladores. “Yo era muy escéptico sobre el proceso de certificación del controlador”, dice Morris. “Anteriormente, hubiera dicho: ‘Soy responsable de hacer que funcione, y lo haré funcionar’. Pero a través del proceso ahora, veo ventajas. El controlador ahora está certificado, lo que significa que no tengo que preocuparme por los componentes internos. Es un aumento de costo menor, pero debería ser el mismo en todos los sitios de otros países de la UE a tiempo.

“Y los requisitos tienen sentido”, continúa Morris. “Más proyectos están confirmando que es por el bien común. Hemos realizado 300 proyectos o más en los últimos 15 años y hemos visto otros proyectos que pueden no haber cumplido con las regulaciones, pero están conectados. Había formas de construir proyectos que no cumplían estrictamente. Por lo tanto, tener procedimientos regulados simplifica el enfoque, es un estándar repetible que estamos suministrando, incluso si el costo para nosotros es de € 1,000 a € 2,000 más ”.

Estos costos cubren a los proveedores que debían certificar a sus controladores. Phoenix Contact, que suministra controladores para sistemas de generación de energía, eligió Moeller Operating Engineering, y eso significó aproximadamente € 100.000 en costos en ingeniería y certificación internas.

Torsten Sieker, director de energía solar de gestión de la industria global en Phoenix Contact, también confirma un cambio en la vista. “Mi primer reflejo ante las nuevas regulaciones fue, eso es malo. Sonaba como un cabildeo de los grandes proveedores de servicios públicos y redes para hacer cumplir una nueva barrera para los generadores renovables «, dijo Sieker,» con gran parte de lo que está certificado en la unidad de control de energía ya en su lugar «.

“Pero después de dos años, he cambiado de opinión. Hay más estandarización. Anteriormente, las regulaciones no eran transparentes y las conexiones se realizaban a través de una cita con un operador de la red, quien verificaba, subrayó y publicó según su interpretación. Ahora, con la certificación, tenemos documentación transparente y sofisticada «.

“El otro lado es que cada cinco años, o cualquier cambio en nuestra tecnología, requiere nuevas certificaciones a nuestro cargo. Y todavía enfrentamos algunos problemas con los requisitos de certificación de los operadores de redes locales. Phoenix está buscando pautas generales para eliminar certificaciones locales adicionales «.

¿Que sigue?

Sieker explica que un posible próximo paso, aunque difícil, es una certificación única en la UE. Actualmente se requieren certificaciones adicionales para cada país, a un costo de alrededor de un tercio de la certificación existente para Alemania. “Una actualización de las regulaciones RfG de la UE puede significar un conjunto de certificaciones en todos los países, pero aún faltan dos o tres años”, dice Sieker. Ehsan Khan de Meteocontrol está de acuerdo en que mantenerse al día con los requisitos de certificación es un desafío.

“Incluso como un fabricante probado de PPC con una cartera de proyectos importantes, es un desafío obtener la certificación en todos y cada uno de los países. Los requisitos cambian rápidamente y no siempre son fáciles, lo que, por supuesto, beneficia a los operadores de la red.

“Eso significa que estamos planificando agresivamente para el futuro, con nuestro equipo de I + D trabajando en áreas como control de frecuencia, control reactivo y control de voltaje. Al final, entendemos que esto es necesario «.