El crédito de capacidad ( CC , también valor de capacidad [1] o factor de reducción [2] ) es la fracción de la capacidad instalada de una planta de energía en la que se puede confiar en un momento dado (normalmente durante el estrés del sistema), [3] frecuentemente expresado como un porcentaje de la capacidad nominal . Una planta de energía convencional ( despachable ) normalmente puede proporcionar electricidad a plena potencia siempre que tenga una cantidad suficiente de combustible y esté operativa, [1] por lo tanto, el crédito de capacidad de dicha planta es cercano al 100%; es exactamente el 100% para algunas definiciones del crédito de capacidad (ver más abajo). [4] [ se necesita una mejor fuente ] La producción de una planta de energía renovable variable (VRE) depende del estado de un recurso natural no controlado (normalmente el sol o el viento), por lo tanto, una planta VRE mecánica y eléctricamente sólida podría no ser capaz de generar a la capacidad nominal (ni a la capacidad nominal, ni al nivel del factor de capacidad ) cuando sea necesario, [1] por lo que su CC es mucho menor que el 100%. El crédito de capacidad es útil para una estimación aproximada de la energía firme que un sistema con generación dependiente del clima puede proporcionar de manera confiable. [5] Por ejemplo, con un crédito de capacidad de energía eólica bajo, pero realista (cf. Ensslin et al. [6] ) del 5%, se deben agregar 20 gigavatios (GW) de energía eólica al sistema para retirar de manera permanente una planta de combustible fósil de 1 GW mientras se mantiene la confiabilidad de la red eléctrica al mismo nivel.
Existen algunas definiciones similares del crédito por capacidad: [1] [7]
El crédito de capacidad puede ser mucho menor que el factor de capacidad (CF): en un escenario poco probable, si el momento más riesgoso para el sistema eléctrico es después de la puesta del sol, el crédito de capacidad para la energía solar sin almacenamiento de energía acoplado es cero independientemente de su CF [3] (en este escenario, todas las plantas de energía convencionales existentes tendrían que conservarse después de que se agregue la instalación solar). De manera más general, el CC es bajo cuando los momentos del día (o las estaciones) para la carga máxima no se correlacionan bien con los momentos de alta producción de energía. [14] Ensslin et al. [6] informan valores de CC eólico que van desde el 40% hasta el 5%, con valores que caen con el aumento de la penetración de la energía eólica .
En el caso de penetraciones muy bajas (un pequeño porcentaje), cuando la probabilidad de que el sistema se vea obligado a depender de la energía renovable variable en las horas punta es insignificante, el CC de una planta de energía renovable variable está cerca de su factor de capacidad. [6] En el caso de penetraciones altas, debido a que el clima tiende a afectar a todas las plantas de tipo similar al mismo tiempo y de la misma manera -y la probabilidad de que el sistema sufra una tensión durante condiciones de poco viento aumenta-, [15] el crédito de capacidad de una planta de energía renovable variable disminuye. Una mayor diversidad geográfica de las instalaciones de energía renovable variable mejora el valor del crédito de capacidad, suponiendo una red que pueda soportar toda la carga necesaria. [6] Aumentar la penetración de un recurso VRE también puede resultar en un aumento del CC para otro, por ejemplo, en California, el aumento de la capacidad solar, con un CC incremental bajo, que se espera que sea del 8% en 2023 y caiga al 6% para 2026, [16] ayuda a cambiar la demanda máxima de otras fuentes más tarde en la noche, [17] cuando el viento es más fuerte, por lo tanto, se espera que el CC de la energía eólica aumente del 14% al 22% dentro del mismo período. [16] Un estudio de 2020 de ELCC realizado por las empresas de servicios públicos de California recomienda valores aún más pesimistas para la energía fotovoltaica: para 2030, el ELCC de la energía solar se convertirá en "casi cero". [18] Las órdenes de la Comisión de Servicios Públicos de California de 2021 y 2023 pretenden añadir para 2035 capacidad de generación renovable adicional con una NQC de 15,5 GW y una capacidad nominal de 85 GW, [19] lo que implica que la NQC planificada para energías renovables (una combinación de solar y eólica), combinada con geotermia , baterías, almacenamiento a largo plazo y respuesta a la demanda será de 15,5/85 = 18%.
En algunas áreas, la demanda máxima es impulsada por el aire acondicionado y ocurre en las tardes y noches de verano, [14] mientras que el viento es más fuerte por la noche, y el viento marino más fuerte en el invierno. [20] Esto da como resultado un CC relativamente bajo para tales ubicaciones potenciales de energía eólica: por ejemplo, en Texas, un promedio previsto para la energía eólica terrestre es del 13% y para la energía eólica marina es del 7%. [21]
En Gran Bretaña , la contribución solar a la adecuación del sistema es pequeña y se debe principalmente a escenarios en los que el uso de energía solar permite mantener el almacenamiento de la batería completamente cargado hasta más tarde en la noche. [22] La National Grid ESO en 2019 sugirió planificar la siguiente reducción de potencia basada en EFC: [23]
