Optimizar la integración fotovoltaica en la red mediante la gestión activa de la potencia

A medida que el mundo adopta los recursos energéticos renovables, los sistemas fotovoltaicos son una inmensa promesa para un futuro energético sostenible. Sin embargo, los desafíos planteados por la naturaleza variable de la generación fotovoltaica requieren una reevaluación de cómo enfocamos la planificación de la infraestructura de red. El informe IEA-PVPS Task 14 “Active Power Management of Photovoltaic Systems – State of the Art and Technical Solutions” (Gestión activa de la energía de sistemas fotovoltaicos: estado del arte y soluciones técnicas), publicado recientemente, ofrece un análisis exhaustivo de un cambio de paradigma que podría redefinir el panorama de la integración de los sistemas fotovoltaicos distribuidos en la red.

El bajo factor de capacidad de los sistemas fotovoltaicos es un reto para la infraestructura de red
Los sistemas fotovoltaicos distribuidos, aunque contribuyen en gran medida a la energía limpia, poseen un bajo factor de capacidad (relación entre la producción de energía y la potencia máxima posible). Para garantizar una generación continua de energía, esta característica exige un estudio cuidadoso de la infraestructura de red, que se aleje de los planteamientos convencionales. Tradicionalmente, la planificación de la infraestructura de red giraba en torno al dimensionamiento para acomodar los picos de potencia. Sin embargo, el nuevo informe PVPS Task 14 aboga por un cambio fundamental hacia un dimensionamiento de la red centrado en la energía. La gestión activa de la potencia, por ejemplo la reducción, y las medidas complementarias pueden abordar algunas de las limitaciones asociadas a la naturaleza intermitente de la energía solar, haciendo de la fotovoltaica un componente valioso en la transición hacia fuentes de energía sostenibles.

Una solución para la dinámica fotovoltaica: Gestión activa de la potencia (APM)
Según el nuevo informe PVPS Task 14, el punto clave para abordar los retos que plantea el bajo factor de capacidad de los sistemas fotovoltaicos distribuidos reside en la adopción de la Gestión Activa de la Potencia (APM). La APM, en algunos contextos también llamada reducción, actúa como un mecanismo de control dinámico que gestiona activamente el flujo de energía de los activos descentralizados a la red para garantizar que se mantiene dentro de los límites operativos. A diferencia de los sistemas de red pasivos que reaccionan a las fluctuaciones, el APM introduce la proactividad moldeando el flujo de energía en función de las condiciones en tiempo real. Esto ayuda a aliviar la red de los picos de potencia y a protegerla. Combinando el APM con otras medidas de optimización de la red, aumenta el valor de la energía fotovoltaica.

Casos de uso de APM
El APM y, en consecuencia, la restricción de la energía fotovoltaica se hacen necesarios en varios escenarios. Entre las razones más comunes para aplicar el recorte fotovoltaico se incluyen las siguientes:

1. Limitaciones del sistema local: Reforzar la conexión a la red suele ser mucho más caro que reducir la energía. Esto es aún más cierto si se aplica la gestión del autoconsumo local.
2. Limitaciones del sistema de distribución: No es práctico dimensionar una red de distribución para los picos de capacidad fotovoltaica. La reducción de la energía fotovoltaica puede resolver problemas de estabilidad en momentos de alta producción y baja demanda.
3. Necesidades de servicios auxiliares: Las redes eléctricas requieren determinados servicios auxiliares, como el control de la frecuencia o la tensión. Si los sistemas fotovoltaicos funcionan en modo restringido, podrían proporcionar estos servicios al sistema.

Nuevas oportunidades con APM
Una de las principales ventajas del APM es la mejora de la estabilidad de la red. De todas las fuentes de energía eléctrica, los sistemas fotovoltaicos tienen el factor de capacidad más bajo. Para alcanzar el objetivo de un suministro energético sostenible, es necesario conectar a la red grandes cantidades de sistemas fotovoltaicos, y limitar los picos de potencia puede reducir la tensión sobre la red eléctrica. Mientras que los sistemas de red tradicionales tienen dificultades para adaptarse a las rápidas fluctuaciones de la potencia de salida de los sistemas fotovoltaicos, APM aborda este reto gestionando de forma inteligente las inyecciones y absorciones de potencia, garantizando un entorno de red estable incluso en periodos de gran variabilidad. Cuando los picos de potencia no se inyectan a la red, la electricidad sobrante puede almacenarse o utilizarse para aplicaciones menos eficientes. Con la APM, la inyección puede aumentar o disminuir de forma dinámica.

Desde un punto de vista ecológico, puede ser ventajoso dar prioridad a la construcción de sistemas fotovoltaicos adicionales y operarlos en modo restringido en lugar de ampliar la infraestructura de la red, dada la mínima huella ecológica de los módulos fotovoltaicos.

Además, como ya ha demostrado el estudio de la AIE-PVPS Task 16 “Generación de energía firme“, aceptar una cierta pérdida de energía por la restricción también es más barato que instalar menos energía fotovoltaica pero añadir almacenamiento estacional al sistema. Sin embargo, la restricción no es un objetivo, sino un método para aumentar la utilización de las redes eléctricas sin sobrepasar sus límites físicos. Sólo debería ser la última opción si la energía fotovoltaica no puede utilizarse en otro lugar.

Minimizar la pérdida de energía
Desde una perspectiva energética y medioambiental, la pérdida de energía a través de la restricción debe limitarse. Por ello, el informe IEA-PVPS Task 14 subraya la importancia de combinar el APM con medidas complementarias (véase la Fig. 1). El objetivo debe ser establecer un enfoque holístico y sinérgico de la gestión de la red.

Las medidas de red implican la mejora de la infraestructura física para aumentar la capacidad de potencia de la red. Esto puede incluir el control de la potencia reactiva, el cambio de tomas de los transformadores o el refuerzo de la red.

Cuando se combinan con APM, estas mejoras crean un sistema de red inteligente y robusto. Sin embargo, el refuerzo de la red resulta redundante si el consumo es insuficiente durante el periodo de producción. Por lo tanto, podría ser esencial desplazar la carga de los periodos de baja producción, como la noche para la fotovoltaica, a los periodos de alta producción. Por lo tanto, alinear la demanda y la generación se convierte en un imperativo en escenarios con una penetración creciente.

La integración de soluciones de almacenamiento de energía, como las baterías, en la arquitectura de la red complementa aún más los esfuerzos de APM. El almacenamiento de energía sirve de amortiguador, capturando el exceso de energía durante los periodos de alta generación y liberándola durante los picos de demanda. Esta sinergia garantiza que la energía se utilice de forma óptima, reduciendo el despilfarro y mejorando la eficiencia general del sistema.

Medidas proactivas para un futuro sostenible
El informe IEA-PVPS Task 14 pide a los operadores de sistemas distribuidos (DSO) que adopten una postura proactiva ante la evolución de la dinámica energética. Especialmente en el ámbito de la energía fotovoltaica distribuida, donde la generación de energía se produce más cerca de los puntos de consumo, se anima a los DSO a explorar e implementar estrategias APM.

El enfoque tradicional de confiar únicamente en la expansión de la red para satisfacer la creciente demanda de energía puede quedarse corto ante la naturaleza dinámica de los sistemas fotovoltaicos. La adopción de APM se ajusta a las necesidades cambiantes de un panorama energético moderno y sostenible. Mediante la gestión activa de los flujos de energía, los gestores de redes de distribución pueden garantizar la integración eficiente de los sistemas fotovoltaicos distribuidos, transformándolos de retos potenciales en activos inestimables para un futuro energético resistente y eficiente.

Autor: Bettina Sauer

Persona de contacto: Christof Bucher

Este artículo forma parte de una columna mensual del programa IEA PVPS. Ha sido elaborado por IEA-PVPS Task 14.