Respuesta de la demanda - Demand response

Una secadora de ropa que utiliza un interruptor de respuesta a la demanda para reducir la demanda máxima
Diagrama de carga diaria; El azul muestra el uso de carga real y el verde muestra la carga ideal.

La respuesta a la demanda es un cambio en el consumo de energía de un cliente de servicio eléctrico para ajustar mejor la demanda de energía con el suministro. Hasta hace poco, la energía eléctrica no podía almacenarse fácilmente, por lo que las empresas de servicios públicos tradicionalmente han igualado la oferta y la demanda mediante la reducción de la tasa de producción de sus plantas de energía , poniendo unidades generadoras en línea o fuera de línea, o importando energía de otras empresas. Hay límites a lo que se puede lograr en el lado de la oferta, porque algunas unidades generadoras pueden tardar mucho en alcanzar la máxima potencia, algunas unidades pueden ser muy caras de operar y la demanda a veces puede ser mayor que la capacidad de todas. las plantas de energía disponibles juntas. La respuesta a la demanda busca ajustar la demanda de energía en lugar de ajustar la oferta.

Las empresas de servicios públicos pueden señalar las solicitudes de demanda a sus clientes de diversas formas, incluida la medición simple fuera de las horas pico, en la que la energía es más barata en ciertos momentos del día, y la medición inteligente , en la que las solicitudes explícitas o los cambios en el precio se pueden comunicar a los clientes. .

El cliente puede ajustar la demanda de energía posponiendo algunas tareas que requieren grandes cantidades de energía eléctrica, o puede decidir pagar un precio más alto por su electricidad. Algunos clientes pueden cambiar parte de su consumo a fuentes alternativas, como paneles solares y baterías en el sitio .

En muchos aspectos, la respuesta a la demanda puede expresarse simplemente como un sistema de racionamiento económico habilitado por la tecnología para el suministro de energía eléctrica. En respuesta a la demanda, el racionamiento voluntario se logra mediante incentivos de precios, que ofrecen precios unitarios netos más bajos a cambio de un menor consumo de energía en los períodos pico. La implicación directa es que los usuarios de capacidad de energía eléctrica que no reduzcan el uso (carga) durante los períodos pico pagarán precios unitarios de "aumento", ya sea directamente o factorizados en las tarifas generales.

El racionamiento involuntario, si se emplea, se lograría mediante apagones continuos durante los períodos de máxima carga. En términos prácticos, las olas de calor del verano y las heladas invernales pueden caracterizarse por cortes de energía planificados para los consumidores y las empresas si el racionamiento voluntario a través de incentivos no logra reducir la carga de manera adecuada para igualar el suministro total de energía.

Fondo

Según la Comisión Reguladora de Energía Federal , la respuesta a la demanda (DR) se define como: "Cambios en el uso de electricidad por parte de los clientes finales de sus patrones normales de consumo en respuesta a cambios en el precio de la electricidad a lo largo del tiempo, o pagos de incentivos diseñados para inducir un menor uso de electricidad en momentos de altos precios del mercado mayorista o cuando la confiabilidad del sistema se ve comprometida ". La DR incluye todas las modificaciones intencionales a los patrones de consumo de electricidad para inducir a los clientes que tienen la intención de alterar el tiempo, el nivel de demanda instantánea o el consumo total de electricidad. Se espera que los programas de respuesta a la demanda se diseñen para disminuir el consumo de electricidad o cambiarlo de los períodos pico a los no pico, según las preferencias y estilos de vida de los consumidores. La respuesta a la demanda se puede definir como "una amplia gama de acciones que se pueden tomar en el lado del cliente del medidor de electricidad en respuesta a condiciones particulares dentro del sistema eléctrico (como congestión de la red en períodos pico o precios altos)". La respuesta a la demanda es una reducción de la demanda diseñada para reducir la demanda máxima o evitar emergencias del sistema. Por lo tanto, la respuesta a la demanda puede ser una alternativa más rentable que agregar capacidades de generación para satisfacer los picos de demanda pico y ocasionales. El objetivo subyacente de DR es involucrar activamente a los clientes en la modificación de su consumo en respuesta a las señales de precios. El objetivo es reflejar las expectativas de oferta a través de señales o controles de precios al consumidor y permitir cambios dinámicos en el consumo en relación con el precio.

En las redes eléctricas, la RD es similar a los mecanismos de demanda dinámica para gestionar el consumo de electricidad de los clientes en respuesta a las condiciones de suministro, por ejemplo, hacer que los clientes de electricidad reduzcan su consumo en momentos críticos o en respuesta a los precios del mercado. La diferencia es que los mecanismos de respuesta a la demanda responden a solicitudes explícitas de apagado, mientras que los dispositivos de demanda dinámica se apagan pasivamente cuando se detecta tensión en la red. La respuesta a la demanda puede implicar realmente reducir la energía utilizada o iniciar la generación en el sitio que puede o no estar conectada en paralelo con la red. Este es un concepto bastante diferente al de eficiencia energética , que significa usar menos energía para realizar las mismas tareas, de manera continua o siempre que se realice esa tarea. Al mismo tiempo, la respuesta a la demanda es un componente de la demanda de energía inteligente, que también incluye la eficiencia energética, la gestión energética del hogar y de los edificios, los recursos renovables distribuidos y la carga de vehículos eléctricos.

Los esquemas actuales de respuesta a la demanda se implementan con clientes comerciales grandes y pequeños, así como con clientes residenciales, a menudo mediante el uso de sistemas de control dedicados para descargar cargas en respuesta a una solicitud de una empresa de servicios públicos o condiciones de precios de mercado. Los servicios (luces, máquinas, aire acondicionado) se reducen de acuerdo con un esquema de priorización de carga planificado previamente durante los períodos de tiempo críticos. Una alternativa al deslastre de carga es la generación de electricidad in situ para complementar la red eléctrica . En condiciones de escasez de suministro eléctrico, la respuesta de la demanda puede reducir significativamente el precio pico y, en general, la volatilidad del precio de la electricidad.

La respuesta a la demanda se usa generalmente para referirse a los mecanismos utilizados para alentar a los consumidores a reducir la demanda, reduciendo así la demanda pico de electricidad. Dado que los sistemas de generación y transmisión eléctrica generalmente están dimensionados para corresponder a la demanda máxima (más el margen para errores de pronóstico y eventos imprevistos), la reducción de la demanda máxima reduce los requisitos generales de costos de capital y de planta . Sin embargo, dependiendo de la configuración de la capacidad de generación, la respuesta a la demanda también se puede utilizar para aumentar la demanda (carga) en momentos de alta producción y baja demanda. Por lo tanto, algunos sistemas pueden alentar el almacenamiento de energía a arbitraje entre períodos de baja y alta demanda (o precios bajos y altos). La minería de Bitcoin es un proceso que consume mucha electricidad para convertir la infraestructura de hardware de la computadora, las habilidades de software y la electricidad en moneda electrónica. La minería de Bitcoin se utiliza para aumentar la demanda durante las horas excedentes al consumir energía más barata.

Hay tres tipos de respuesta a la demanda: respuesta a la demanda de emergencia, respuesta a la demanda económica y respuesta a la demanda de servicios auxiliares. La respuesta a la demanda de emergencia se emplea para evitar interrupciones involuntarias del servicio durante tiempos de escasez de suministro. La respuesta a la demanda económica se emplea para permitir que los clientes de electricidad reduzcan su consumo cuando la productividad o la conveniencia de consumir esa electricidad les vale menos que pagar por la electricidad. La respuesta a la demanda de servicios auxiliares consiste en una serie de servicios especializados que son necesarios para garantizar la operación segura de la red de transmisión y que tradicionalmente han sido proporcionados por generadores.

Aplicación de red inteligente

Vídeo sobre la respuesta a la demanda de dispositivos eléctricos en una vivienda combinados con un vehículo eléctrico. Estos son parte de una red inteligente .

Las aplicaciones de redes inteligentes mejoran la capacidad de los productores y consumidores de electricidad para comunicarse entre sí y tomar decisiones sobre cómo y cuándo producir y consumir energía eléctrica. Esta tecnología emergente permitirá a los clientes pasar de una respuesta a la demanda basada en eventos en la que la empresa de servicios públicos solicita la eliminación de la carga, a una respuesta a la demanda más basada en las 24 horas del día, los 7 días de la semana, donde el cliente ve incentivos para controlar la carga todo el tiempo. Si bien este diálogo de ida y vuelta aumenta las oportunidades de respuesta de la demanda, los incentivos económicos aún influyen en gran medida en los clientes y se muestran reacios a ceder el control total de sus activos a las empresas de servicios públicos.

Una ventaja de una aplicación de red inteligente es la tarificación basada en el tiempo. Los clientes que tradicionalmente pagan una tarifa fija por la energía consumida ( kWh ) y la carga máxima solicitada pueden establecer su umbral y ajustar su uso para aprovechar los precios fluctuantes. Esto puede requerir el uso de un sistema de gestión de energía para controlar aparatos y equipos y puede implicar economías de escala. Otra ventaja, principalmente para los grandes clientes con generación, es poder monitorear de cerca, cambiar y equilibrar la carga de una manera que le permite al cliente ahorrar carga pico y no solo ahorrar en kWh y kW / mes, sino también poder intercambiar lo que necesita. han ahorrado en un mercado energético. Una vez más, esto implica sistemas de gestión de energía sofisticados, incentivos y un mercado comercial viable.

Las aplicaciones de redes inteligentes aumentan las oportunidades de respuesta a la demanda al proporcionar datos en tiempo real a productores y consumidores, pero los incentivos económicos y ambientales siguen siendo la fuerza impulsora detrás de la práctica.

Uno de los medios más importantes de respuesta a la demanda en las futuras redes inteligentes son los vehículos eléctricos. La agregación de esta nueva fuente de energía, que también es una nueva fuente de incertidumbre en los sistemas eléctricos, es fundamental para preservar la estabilidad y calidad de las redes inteligentes, en consecuencia, los estacionamientos de vehículos eléctricos pueden considerarse una entidad de agregación de respuesta a la demanda.

Precios de la electricidad

Explicación de los efectos de la respuesta de la demanda en un gráfico de cantidad (Q) - precio (P). Bajo demanda inelástica (D1) un precio extremadamente alto (P1) puede resultar en un mercado de electricidad bajo tensión .
Si se emplean medidas de respuesta a la demanda, la demanda se vuelve más elástica (D2). Un precio mucho más bajo resultará en el mercado (P2).

Se estima que una reducción del 5% de la demanda resultaría en una reducción del precio del 50% durante las horas pico de la crisis eléctrica de California en 2000/2001. El mercado también se vuelve más resistente al retiro intencional de ofertas del lado de la oferta.

En la mayoría de los sistemas de energía eléctrica, algunos o todos los consumidores pagan un precio fijo por unidad de electricidad independiente del costo de producción en el momento del consumo. El precio al consumidor puede ser establecido por el gobierno o un regulador, y generalmente representa un costo promedio por unidad de producción durante un período de tiempo determinado (por ejemplo, un año). Por tanto, el consumo no es sensible al coste de producción a corto plazo (por ejemplo, por horas). En términos económicos, el uso de electricidad por parte de los consumidores es inelástico en períodos de tiempo cortos, ya que los consumidores no enfrentan el precio real de producción; si los consumidores tuvieran que afrontar los costes de producción a corto plazo, estarían más inclinados a cambiar el uso de la electricidad en reacción a esas señales de precios. Un economista puro podría extrapolar el concepto para plantear la hipótesis de que los consumidores atendidos con estas tarifas de tasa fija están dotados de "opciones de compra" teóricas sobre la electricidad, aunque en realidad, como cualquier otro negocio, el cliente simplemente está comprando lo que se ofrece en la oferta acordada. precio. Un cliente en una tienda departamental que compra un artículo de $ 10 a las 9.00 a. M. Puede notar que hay 10 empleados de ventas en el piso, pero solo uno está ocupado sirviéndole, mientras que a las 3.00 p. M. El cliente puede comprar el mismo artículo de $ 10 y notar que los 10 vendedores están ocupados. De manera similar, el costo de ventas de los grandes almacenes a las 9.00 a. M. Podría ser de 5 a 10 veces mayor que el costo de ventas a las 3.00 p. M., Pero sería descabellado afirmar que el cliente, al no pagar significativamente más por el artículo a las 9.00 a. m. que a las 3.00 p. m., tenía una 'opción de compra' sobre el artículo de $ 10.

En prácticamente todos los sistemas de energía, la electricidad es producida por generadores que se despachan en orden de mérito, es decir, los generadores con el costo marginal más bajo (costo variable de producción más bajo) se utilizan primero, seguidos por los siguientes más baratos, etc., hasta la demanda instantánea de electricidad. Está satisfecho. En la mayoría de los sistemas de energía, el precio mayorista de la electricidad será igual al costo marginal del generador de mayor costo que esté inyectando energía, que variará con el nivel de demanda. Por lo tanto, la variación en los precios puede ser significativa: por ejemplo, en Ontario entre agosto y septiembre de 2006, los precios al por mayor (en dólares canadienses) pagados a los productores oscilaron entre un pico de $ 318 por MW · h hasta un mínimo de - (negativo) $ 3.10 por MW · h. No es inusual que el precio varíe en un factor de dos a cinco debido al ciclo de demanda diario. Un precio negativo indica que se estaba cobrando a los productores por suministrar electricidad a la red (y los consumidores que pagan precios en tiempo real pueden haber recibido un descuento por consumir electricidad durante este período). Esto generalmente ocurre por la noche cuando la demanda cae a un nivel en el que todos los generadores están operando a sus niveles mínimos de salida y algunos de ellos deben apagarse. El precio negativo es el aliciente para provocar estos cierres de la forma más económica.

Dos estudios de Carnegie Mellon en 2006 analizaron la importancia de la respuesta a la demanda para la industria eléctrica en términos generales y con la aplicación específica de precios en tiempo real para los consumidores para la autoridad de transmisión regional de interconexión PJM , que atiende a 65 millones de clientes en los EE. UU. Con 180 gigavatios de capacidad de generación. El último estudio encontró que incluso pequeños cambios en la demanda pico tendrían un gran efecto en los ahorros para los consumidores y evitarían costos por capacidad pico adicional: un cambio del 1% en la demanda pico resultaría en ahorros de 3.9%, miles de millones de dólares a nivel del sistema. . Una reducción de aproximadamente un 10% en la demanda máxima (alcanzable en función de la elasticidad de la demanda ) daría como resultado ahorros en los sistemas de entre $ 8 y $ 28 mil millones.

En un documento de discusión, Ahmad Faruqui, director de Brattle Group , estima que una reducción del 5 por ciento en la demanda máxima de electricidad en los EE. UU. Podría producir aproximadamente $ 35 mil millones en ahorros de costos durante un período de 20 años, sin incluir el costo de la medición y las comunicaciones. necesario para implementar los precios dinámicos necesarios para lograr estas reducciones. Si bien los beneficios netos serían significativamente menores que los $ 35 mil millones reclamados, aún serían bastante sustanciales. En Ontario, Canadá, el Operador Independiente del Sistema Eléctrico ha observado que en 2006, la demanda máxima superó los 25.000 megavatios durante solo 32 horas del sistema (menos del 0,4% del tiempo), mientras que la demanda máxima durante el año fue de poco más de 27.000 megavatios. Por lo tanto, la capacidad de "reducir" la demanda máxima basada en compromisos confiables permitiría a la provincia reducir la capacidad construida en aproximadamente 2.000 megavatios.

Redes eléctricas y respuesta a picos de demanda

El depósito superior (Llyn Stwlan) y la presa del plan de almacenamiento por bombeo Ffestiniog en el norte de Gales

En una red eléctrica, el consumo y la producción de electricidad deben equilibrarse en todo momento; cualquier desequilibrio significativo podría causar inestabilidad de la red o fluctuaciones severas de voltaje y causar fallas dentro de la red. Por lo tanto, la capacidad de generación total está dimensionada para corresponder a la demanda máxima total con cierto margen de error y tolerancia para contingencias (como plantas fuera de línea durante los períodos de demanda máxima). Los operadores generalmente planearán usar la capacidad de generación menos costosa (en términos de costo marginal ) en un período dado, y usarán capacidad adicional de plantas más costosas a medida que aumente la demanda. En la mayoría de los casos, la respuesta a la demanda tiene como objetivo reducir la demanda máxima para reducir el riesgo de posibles perturbaciones, evitar los requisitos de costos de capital adicionales para plantas adicionales y evitar el uso de plantas operativas más caras o menos eficientes. Los consumidores de electricidad también pagarán precios más altos si la capacidad de generación se utiliza a partir de una fuente de generación de energía de mayor costo.

La respuesta a la demanda también se puede utilizar para aumentar la demanda durante períodos de alta oferta y baja demanda. Algunos tipos de plantas generadoras deben funcionar casi a plena capacidad (como la nuclear), mientras que otros tipos pueden producir a un costo marginal insignificante (como la eólica y la solar). Dado que generalmente hay una capacidad limitada para almacenar energía, la respuesta de la demanda puede intentar aumentar la carga durante estos períodos para mantener la estabilidad de la red. Por ejemplo, en la provincia de Ontario, en septiembre de 2006, hubo un breve período de tiempo en el que los precios de la electricidad fueron negativos para ciertos usuarios. El almacenamiento de energía , como la hidroelectricidad de almacenamiento por bombeo, es una forma de aumentar la carga durante períodos de baja demanda para su uso durante períodos posteriores. El uso de la respuesta a la demanda para aumentar la carga es menos común, pero puede ser necesario o eficiente en sistemas donde hay grandes cantidades de capacidad de generación que no se pueden reciclar fácilmente.

Algunas redes pueden usar mecanismos de precios que no son en tiempo real, pero más fáciles de implementar (los usuarios pagan precios más altos durante el día y precios más bajos durante la noche, por ejemplo) para brindar algunos de los beneficios del mecanismo de respuesta a la demanda con requisitos tecnológicos menos exigentes. . En el Reino Unido, Economy 7 y esquemas similares que intentan cambiar la demanda asociada con la calefacción eléctrica a períodos nocturnos no pico han estado en funcionamiento desde la década de 1970. Más recientemente, en 2006, Ontario comenzó a implementar un programa de "medidores inteligentes" que implementa precios por "tiempo de uso" (TOU), que clasifica los precios de acuerdo con los horarios en horas pico, en horas pico y fuera de horas pico. Durante el invierno, las horas pico se definen como la mañana y las primeras horas de la noche, las horas pico desde el mediodía hasta las últimas horas de la tarde y las horas no pico como la noche; durante el verano, los períodos pico y medio se invierten, lo que refleja el aire acondicionado como el motor de la demanda de verano. A partir del 1 de mayo de 2015, la mayoría de las empresas de servicios eléctricos de Ontario completaron la conversión de todos los clientes a la facturación por tiempo de uso de "medidores inteligentes" con tarifas en horas pico de aproximadamente 200% y tarifas en horas pico de aproximadamente 150% de la tarifa de horas pico por kWh.

Australia tiene estándares nacionales para la respuesta a la demanda (serie AS / NZS 4755), que los distribuidores de electricidad han implementado en todo el país durante varias décadas, por ejemplo, para controlar calentadores de agua de almacenamiento, acondicionadores de aire y bombas de piscina. En 2016, se agregó a la serie de normas cómo administrar el almacenamiento de energía eléctrica (por ejemplo, baterías).

Desconexión de carga

Es posible que los sistemas de transmisión y generación eléctrica no siempre cumplan con los requisitos de demanda máxima, la mayor cantidad de electricidad requerida por todos los clientes de servicios públicos en una región determinada. En estas situaciones, la demanda general debe reducirse, ya sea apagando el servicio a algunos dispositivos o reduciendo el voltaje de suministro ( caídas de voltaje ), para evitar interrupciones incontroladas del servicio, como cortes de energía (apagones generalizados) o daños al equipo. Las empresas de servicios públicos pueden imponer un recorte de carga en las áreas de servicio a través de apagones específicos, apagones continuos o mediante acuerdos con consumidores industriales específicos de alto uso para apagar los equipos en momentos de máxima demanda en todo el sistema.

Incentivos para arrojar cargas

Los consumidores de energía necesitan algún incentivo para responder a tal solicitud de un proveedor de respuesta a la demanda . Los incentivos de respuesta a la demanda pueden ser formales o informales. Por ejemplo, la empresa de servicios públicos podría crear un incentivo basado en tarifas transfiriendo aumentos a corto plazo en el precio de la electricidad, o podría imponer recortes obligatorios durante una ola de calor para usuarios seleccionados de alto volumen, quienes son compensados ​​por su participación. Otros usuarios pueden recibir un reembolso u otro incentivo basado en compromisos firmes para reducir la energía durante períodos de alta demanda, a veces denominados negavatios .

Los usuarios de energía comercial e industrial pueden imponerse la reducción de carga sin una solicitud de la empresa de servicios públicos. Algunas empresas generan su propia energía y desean mantenerse dentro de su capacidad de producción de energía para evitar comprar energía de la red. Algunas empresas de servicios públicos tienen estructuras de tarifas comerciales que establecen los costos de energía de un cliente para el mes en función del momento de mayor uso del cliente o de la demanda máxima. Esto alienta a los usuarios a nivelar su demanda de energía, lo que se conoce como gestión de la demanda de energía , que a veces requiere recortar los servicios temporalmente.

La medición inteligente se ha implementado en algunas jurisdicciones para proporcionar precios en tiempo real para todo tipo de usuarios, en contraposición a los precios de tasa fija durante todo el período de demanda. En esta aplicación, los usuarios tienen un incentivo directo para reducir su uso en períodos de alta demanda y alto precio. Es posible que muchos usuarios no puedan reducir su demanda de manera efectiva en varios momentos, o los precios máximos pueden ser más bajos que el nivel requerido para inducir un cambio en la demanda durante períodos cortos de tiempo (los usuarios tienen una baja sensibilidad al precio o la elasticidad de la demanda es baja) . Existen sistemas de control automatizados que, aunque efectivos, pueden ser demasiado costosos para ser factibles para algunas aplicaciones.

Solicitud de recursos energéticos distribuidos renovables intermitentes

La red eléctrica moderna está haciendo una transición de las estructuras tradicionales de servicios públicos integrados verticalmente a sistemas distribuidos a medida que comienza a integrar mayores penetraciones de generación de energía renovable. Estas fuentes de energía a menudo se distribuyen de manera difusa y son intermitentes por naturaleza. Estas características introducen problemas en la estabilidad y eficiencia de la red que conducen a limitaciones en la cantidad de estos recursos que se pueden agregar de manera efectiva a la red. En una red tradicional integrada verticalmente, la energía es proporcionada por generadores de servicios públicos que pueden responder a los cambios en la demanda. La producción de generación a partir de recursos renovables se rige por las condiciones ambientales y, por lo general, no puede responder a los cambios en la demanda. Se ha demostrado que el control receptivo sobre las cargas no críticas que están conectadas a la red es una estrategia eficaz capaz de mitigar las fluctuaciones indeseables introducidas por estos recursos renovables. De esta forma, en lugar de que la generación responda a cambios en la demanda, la demanda responde a cambios en la generación. Ésta es la base de la respuesta a la demanda. Para implementar sistemas de respuesta a la demanda, se hace necesaria la coordinación de una gran cantidad de recursos distribuidos a través de sensores, actuadores y protocolos de comunicación. Para ser efectivos, los dispositivos deben ser económicos, robustos y, sin embargo, efectivos en la gestión de sus tareas de control. Además, un control eficaz requiere una gran capacidad para coordinar grandes redes de dispositivos, gestionando y optimizando estos sistemas distribuidos desde un punto de vista económico y de seguridad.

Además, la mayor presencia de generación renovable variable impulsa una mayor necesidad de que las autoridades contraten más servicios auxiliares para el equilibrio de la red. Uno de estos servicios es la reserva para contingencias, que se utiliza para regular la frecuencia de la red en caso de contingencias. Muchos operadores de sistemas independientes están estructurando las reglas de los mercados de servicios auxiliares de manera que la respuesta a la demanda pueda participar junto con los recursos tradicionales del lado de la oferta: la capacidad disponible de los generadores se puede usar de manera más eficiente cuando se opera según el diseño, lo que resulta en menores costos y menos contaminación. A medida que aumenta la relación entre la generación basada en inversores y la generación convencional, la inercia mecánica utilizada para estabilizar la frecuencia disminuye. Cuando se combina con la sensibilidad de la generación basada en inversores a las frecuencias transitorias, la provisión de servicios auxiliares de otras fuentes distintas de los generadores se vuelve cada vez más importante.

Tecnologías para la reducción de la demanda

Hay tecnologías disponibles, y se están desarrollando más, para automatizar el proceso de respuesta a la demanda. Dichas tecnologías detectan la necesidad de reducción de carga , comunican la demanda a los usuarios participantes, automatizan la reducción de carga y verifican el cumplimiento de los programas de respuesta a la demanda. GridWise y EnergyWeb son dos iniciativas federales importantes en los Estados Unidos para desarrollar estas tecnologías. Las universidades y la industria privada también están haciendo investigación y desarrollo en este campo. Las soluciones de software escalables y completas para DR permiten el crecimiento empresarial y de la industria.

Algunas empresas de servicios públicos están considerando y probando sistemas automatizados conectados a usuarios industriales, comerciales y residenciales que pueden reducir el consumo en los momentos de máxima demanda, lo que básicamente retrasa la extracción de forma marginal. Aunque la cantidad de demanda retrasada puede ser pequeña, las implicaciones para la red (incluidas las financieras) pueden ser sustanciales, ya que la planificación de la estabilidad del sistema a menudo implica la creación de capacidad para eventos extremos de demanda máxima, más un margen de seguridad en la reserva. Estos eventos pueden ocurrir solo unas pocas veces al año.

El proceso puede implicar apagar o apagar ciertos electrodomésticos o fregaderos (y, cuando la demanda es inesperadamente baja, potencialmente aumentar el uso). Por ejemplo, se puede bajar la calefacción o se puede subir el aire acondicionado o la refrigeración (subir a una temperatura más alta consume menos electricidad), retrasando ligeramente el consumo hasta que haya pasado un pico de uso. En la ciudad de Toronto, ciertos usuarios residenciales pueden participar en un programa (Peaksaver AC) mediante el cual el operador del sistema puede controlar automáticamente los calentadores de agua o el aire acondicionado durante los picos de demanda; la red se beneficia retrasando la demanda máxima (lo que permite que las plantas de pico tengan tiempo para completar el ciclo o evitando los eventos pico), y el participante se beneficia retrasando el consumo hasta después de los períodos de máxima demanda, cuando los precios deberían ser más bajos. Aunque se trata de un programa experimental, a escala, estas soluciones tienen el potencial de reducir considerablemente los picos de demanda. El éxito de tales programas depende del desarrollo de tecnología apropiada, un sistema de precios adecuado para la electricidad y el costo de la tecnología subyacente. Bonneville Power experimentó con tecnologías de control directo en las residencias de Washington y Oregon y descubrió que la inversión en transmisión evitada justificaría el costo de la tecnología.

Otros métodos para implementar la respuesta a la demanda abordan el tema de reducir sutilmente los ciclos de trabajo en lugar de implementar retrocesos del termostato . Estos se pueden implementar mediante la programación de sistemas de automatización de edificios personalizados, o mediante métodos de lógica de enjambre que coordinan múltiples cargas en una instalación (por ejemplo, los controladores EnviroGrid de Encycle).

Se puede implementar un enfoque similar para gestionar la demanda máxima de aire acondicionado en las regiones pico de verano. El preenfriamiento o el mantenimiento de un termostato ligeramente más alto pueden ayudar con la reducción de la demanda máxima.

En 2008, se anunció que los refrigeradores eléctricos se venderán en el Reino Unido detectando una demanda dinámica que retrasará o avanzará el ciclo de enfriamiento en función de la frecuencia de monitoreo de la red, pero no están disponibles a partir de 2018.

Clientes industriales

Los clientes industriales también están respondiendo a la demanda. En comparación con las cargas comerciales y residenciales, las cargas industriales tienen las siguientes ventajas: la magnitud del consumo de energía de una planta de fabricación industrial y el cambio de energía que puede proporcionar son generalmente muy grandes; además, las plantas industriales suelen contar ya con las infraestructuras de control, comunicación y participación en el mercado, lo que permite dar respuesta a la demanda; además, algunas plantas industriales como la fundición de aluminio pueden ofrecer ajustes rápidos y precisos en su consumo de energía. Por ejemplo, la Operación Warrick de Alcoa está participando en MISO como un recurso calificado de respuesta a la demanda, y Trimet Aluminium usa su fundición como una batería nega a corto plazo. La selección de industrias adecuadas para la provisión de respuesta a la demanda se basa típicamente en una evaluación del llamado valor de carga perdida . Algunos centros de datos están ubicados muy separados por motivos de redundancia y pueden migrar cargas entre ellos, al mismo tiempo que responden a la demanda.

Inconvenientes a corto plazo para beneficios a largo plazo

Derramar cargas durante los picos de demanda es importante porque reduce la necesidad de nuevas plantas de energía. Para responder a los altos picos de demanda, las empresas de servicios públicos construyen plantas y líneas de energía que requieren una gran cantidad de capital. La demanda máxima ocurre solo unas pocas veces al año, por lo que esos activos funcionan a una mera fracción de su capacidad. Los usuarios de electricidad pagan por esta capacidad inactiva a través de los precios que pagan por la electricidad. Según la Coalición de redes inteligentes de respuesta a la demanda, entre el 10% y el 20% de los costos de electricidad en los Estados Unidos se deben a la demanda máxima durante solo 100 horas al año. La RD es una forma para que las empresas de servicios públicos reduzcan la necesidad de grandes gastos de capital y, por lo tanto, mantengan las tarifas más bajas en general; sin embargo, existe un límite económico para tales reducciones porque los consumidores pierden el valor productivo o de conveniencia de la electricidad no consumida. Por lo tanto, es engañoso mirar solo los ahorros de costos que la respuesta a la demanda puede producir sin considerar también lo que el consumidor renuncia en el proceso.

Importancia para el funcionamiento de los mercados eléctricos

Se estima que una reducción del 5% en la demanda habría resultado en una reducción del precio del 50% durante las horas pico de la crisis de electricidad de California en 2000–2001. Con los consumidores enfrentando precios máximos y reduciendo su demanda, el mercado debería volverse más resistente al retiro intencional de ofertas del lado de la oferta.

El uso de electricidad residencial y comercial a menudo varía drásticamente durante el día, y la respuesta a la demanda intenta reducir la variabilidad en función de las señales de precios. Hay tres principios subyacentes a estos programas:

  1. Las instalaciones de producción eléctrica no utilizadas representan un uso menos eficiente del capital (se obtienen pocos ingresos cuando no están en funcionamiento).
  2. Los sistemas eléctricos y las redes eléctricas suelen escalar la producción potencial total para satisfacer la demanda máxima proyectada (con suficiente capacidad de reserva para hacer frente a eventos imprevistos).
  3. Al "suavizar" la demanda para reducir los picos, se requerirá menos inversión en reserva operativa y las instalaciones existentes operarán con mayor frecuencia.

Además, los picos importantes solo pueden ocurrir en raras ocasiones, como dos o tres veces al año, lo que requiere importantes inversiones de capital para hacer frente a eventos poco frecuentes.

Ley de política energética de EE. UU. Con respecto a la respuesta a la demanda

La Ley de Política Energética de los Estados Unidos de 2005 ha ordenado al Secretario de Energía que presente al Congreso de los Estados Unidos "un informe que identifique y cuantifique los beneficios nacionales de la respuesta a la demanda y haga una recomendación sobre el logro de niveles específicos de dichos beneficios antes del 1 de enero de 2007. " Dicho informe se publicó en febrero de 2006.

El informe estima que en 2004 la capacidad de respuesta a la demanda potencial equivalía a unos 20.500 megavatios ( MW ), el 3% de la demanda máxima total de EE. UU., Mientras que la reducción real de la demanda máxima entregada fue de aproximadamente 9.000 MW (1,3% del pico), lo que deja un amplio margen de mejora. Además, se estima que la capacidad de gestión de carga ha disminuido en un 32% desde 1996. Los factores que afectan esta tendencia incluyen menos empresas de servicios públicos que ofrecen servicios de gestión de carga, menor inscripción en programas existentes, cambio de función y responsabilidad de las empresas de servicios públicos y cambios en el equilibrio entre oferta y demanda.

Para fomentar el uso e implementación de la respuesta a la demanda en los Estados Unidos, la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) emitió la Orden No. 745 en marzo de 2011, que requiere un cierto nivel de compensación para los proveedores de respuesta económica a la demanda que participan en los mercados de energía mayoristas . El orden es muy controvertido y ha sido la oposición de una serie de economistas de la energía, incluyendo el profesor William W. Hogan en la Universidad de Harvard 's Kennedy School . El profesor Hogan afirma que la orden compensa en exceso a los proveedores de respuesta a la demanda, fomentando así la reducción de la electricidad cuyo valor económico excede el costo de producción. El profesor Hogan afirma además que la Orden Nº 745 es anticompetitiva y equivale a "... una aplicación de la autoridad reguladora para hacer cumplir el cartel de un comprador". Varias partes afectadas, incluido el Estado de California, han presentado una demanda en un tribunal federal impugnando la legalidad de la Orden 745. Un debate sobre la eficiencia económica y la justicia de la Orden 745 apareció en una serie de artículos publicados en The Electricity Journal.

El 23 de mayo de 2014, el Tribunal de Apelaciones del Circuito de DC anuló la Orden 745 en su totalidad. El 4 de mayo de 2015, la Corte Suprema de los Estados Unidos acordó revisar el fallo del Circuito de DC, abordando dos preguntas:

  1. Si la Comisión Reguladora de Energía Federal concluyó razonablemente que tiene autoridad bajo la Ley Federal de Energía, 16 USC 791a et seq., Para regular las reglas utilizadas por los operadores de los mercados mayoristas de electricidad para pagar las reducciones en el consumo de electricidad y recuperar esos pagos a través de ajustes. a tarifas mayoristas.
  2. Si la Corte de Apelaciones se equivocó al sostener que la norma emitida por la Comisión Federal Reguladora de Energía es arbitraria y caprichosa.

El 25 de enero de 2016, la Corte Suprema de los Estados Unidos en una decisión 6-2 en FERC v. Electric Power Supply Ass'n concluyó que la Comisión Federal Reguladora de Energía actuó dentro de su autoridad para garantizar tarifas "justas y razonables" en la energía mayorista. mercado.

Reducción de la demanda y uso de generadores diésel en la Red Nacional del Reino Unido

En diciembre de 2009, UK National Grid tenía contratados 2369 MW para proporcionar respuesta a la demanda, conocido como STOR , el lado de la demanda proporciona 839 MW (35%) de 89 sitios. De estos 839 MW, aproximadamente 750 MW son generación de respaldo y el resto es reducción de carga. Un documento basado en extensos perfiles de demanda cada media hora y el cambio de demanda de electricidad observado para diferentes edificios comerciales e industriales en el Reino Unido muestra que solo una pequeña minoría participa en el cambio de carga y la reducción de la demanda, mientras que la mayor parte de la respuesta de la demanda es proporcionada por el stand. -por generadores.

Ver también

Referencias