La respuesta a la demanda es un cambio en el consumo de energía de un cliente de una empresa de servicios eléctricos para adaptar mejor la demanda de energía al suministro. [1] Hasta la disminución del costo del almacenamiento por bombeo y las baterías en el siglo XXI, la energía eléctrica no se podía almacenar fácilmente, por lo que las empresas de servicios públicos tradicionalmente han igualado la demanda y la oferta estrangulando la tasa de producción de sus plantas de energía , conectando o desconectando unidades generadoras. , o importar energía de otras empresas de servicios públicos. Hay límites a lo que se puede lograr en el lado de la oferta, porque algunas unidades generadoras pueden tardar mucho en alcanzar su máxima potencia, algunas unidades pueden ser muy costosas de operar y la demanda puede en ocasiones ser mayor que la capacidad de todas. las centrales eléctricas disponibles juntas. La respuesta a la demanda, un tipo de gestión de la demanda energética , busca ajustar en tiempo real 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 maneras, 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 se pueden comunicar a los clientes solicitudes explícitas o cambios en el precio. .
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 baterías y paneles solares locales .
En muchos aspectos, la respuesta a la demanda puede expresarse simplemente como un sistema de racionamiento económico del suministro de energía eléctrica basado en la tecnología. En respuesta a la demanda, el racionamiento voluntario se logra mediante incentivos de precios, ofreciendo 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 "aumentados", ya sea directamente o incluidos en las tarifas generales.
El racionamiento involuntario, si se aplicara, se lograría mediante apagones continuos durante los períodos de máxima carga. En la práctica, las olas de calor del verano y las heladas profundas del invierno podrían 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 adecuadamente para igualar el suministro total de energía.
A partir de 2011, según la Comisión Federal Reguladora de Energía de EE. UU. , la respuesta a la demanda (DR) se definió como: "Cambios en el uso de electricidad por parte de los clientes finales respecto de sus patrones de consumo normales en respuesta a cambios en el precio de la electricidad a lo largo del tiempo, o a pagos de incentivos diseñados para inducir un menor uso de electricidad en momentos de altos precios en el mercado mayorista o cuando la confiabilidad del sistema está en peligro". [2] DR incluye todas las modificaciones intencionales a los patrones de consumo de electricidad para inducir a los clientes que tienen como objetivo alterar el momento, el nivel de demanda instantánea o el consumo total de electricidad. [3] En 2013, se esperaba que se diseñaran programas de respuesta a la demanda para disminuir el consumo de electricidad o trasladarlo de los períodos de mayor a menor actividad dependiendo de las preferencias y estilos de vida de los consumidores. [4] En 2016, la respuesta a la demanda se definió como "una amplia gama de acciones que pueden tomarse en el lado del cliente del medidor de electricidad en respuesta a condiciones particulares dentro del sistema eléctrico, como la congestión de la red en los períodos pico o los precios altos". [5] En 2010, la respuesta a la demanda se definió como una reducción de la demanda diseñada para reducir los picos de demanda o evitar emergencias del sistema. Puede ser una alternativa más rentable que agregar capacidades de generación para satisfacer los picos de demanda pico y ocasionales. El objetivo subyacente de la 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. [6]
En las redes eléctricas, la DR es similar a los mecanismos de demanda dinámica para gestionar el consumo de electricidad de los clientes en respuesta a las condiciones del suministro, por ejemplo, hacer que los clientes de electricidad reduzcan su consumo en momentos críticos o en respuesta a los precios del mercado. [7] 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 in situ, que puede estar conectada o no en paralelo a la red. [8] Este es un concepto bastante diferente de eficiencia energética , que significa utilizar menos energía para realizar las mismas tareas, de forma continua o cada vez que se realiza 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 de hogares y edificios, los recursos renovables distribuidos y la carga de vehículos eléctricos. [9] [10]
Los esquemas actuales de respuesta a la demanda se implementan con clientes comerciales y residenciales grandes y pequeños, a menudo mediante el uso de sistemas de control dedicados para deshacer cargas en respuesta a una solicitud de una empresa de servicios públicos o a las condiciones del precio del mercado. Los servicios (luces, máquinas, aire acondicionado) se reducen según un esquema de priorización de carga planificado previamente durante los horarios 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 de electricidad, la respuesta de la demanda puede reducir significativamente el precio máximo y, en general, la volatilidad del precio de la electricidad.
La respuesta a la demanda se utiliza generalmente para referirse a los mecanismos utilizados para alentar a los consumidores a reducir la demanda, reduciendo así la demanda máxima de electricidad. Dado que los sistemas de generación y transmisión eléctrica generalmente están dimensionados para corresponder a la demanda máxima (más un 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. De este modo, algunos sistemas pueden fomentar el almacenamiento de energía para arbitrar 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, las habilidades de software y la electricidad en moneda electrónica. [11] La minería de Bitcoin se utiliza para aumentar la demanda durante las horas excedentes mediante el consumo de energía más barata. [12]
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. [13] La respuesta de emergencia a la demanda se emplea para evitar interrupciones involuntarias del servicio durante tiempos de escasez de suministro. La respuesta económica a la demanda se emplea para permitir a los clientes de electricidad reducir su consumo cuando la productividad o la conveniencia de consumir esa electricidad vale menos para ellos que pagar por la electricidad. La respuesta a la demanda de servicios auxiliares consta de una serie de servicios especializados que son necesarios para garantizar el funcionamiento seguro de la red de transporte y que tradicionalmente han sido proporcionados por los generadores.
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 normalmente representa un costo promedio por unidad de producción durante un período de tiempo determinado (por ejemplo, un año). Por lo 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 costos de producción a corto plazo, estarían más inclinados a cambiar su 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 bajo estas tarifas de tarifa fija están dotados de "opciones de compra" teóricas sobre la electricidad, aunque en realidad, como cualquier otro negocio, el cliente simplemente compra lo que se ofrece al precio acordado. precio. [15] Un cliente en una tienda departamental que compra un artículo de $10 a las 9:00 a.m. puede notar que hay 10 vendedores en el piso pero solo uno está ocupado atendiéndolo, mientras que a las 3:00 p.m. el cliente puede comprar el mismo artículo a $10 y notar las 10 ventas. personal ocupado. De manera similar, el costo de ventas de los grandes almacenes a las 9:00 am podría ser, por lo tanto, de 5 a 10 veces mayor que su costo de ventas a las 3:00 pm, pero sería exagerado afirmar que el cliente, al no pagar significativamente más por el artículo a las 9:00 am que a las 3:00 pm, 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 menor costo marginal (menor costo variable de producción) se utilizan primero, seguidos por el siguiente más barato, etc., hasta alcanzar la demanda instantánea de electricidad. Está satisfecho. En la mayoría de los sistemas eléctricos el precio mayorista de la electricidad será igual al costo marginal del generador de mayor costo que esté inyectando energía, el cual variará con el nivel de demanda. Así, la variación en los precios puede ser significativa: por ejemplo, en Ontario, entre agosto y septiembre de 2006, los precios mayoristas (en dólares canadienses) pagados a los productores oscilaron entre un máximo de 318 dólares por MW·h y un mínimo de - (negativo) 3,10 dólares por megavatio. MW·h. [16] [17] 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 es posible que los consumidores que pagan precios en tiempo real hayan recibido un reembolso por consumir electricidad durante este período). Esto generalmente ocurre durante la noche, cuando la demanda cae a un nivel en el que todos los generadores están operando a sus niveles mínimos de producción y algunos de ellos deben apagarse. El precio negativo es el incentivo para provocar estos cierres de la manera más económica. [18]
Dos estudios de Carnegie Mellon en 2006 analizaron la importancia de la respuesta de la demanda para la industria eléctrica en términos generales [19] 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. [20] Este último estudio encontró que incluso pequeños cambios en la demanda máxima tendrían un gran efecto en los ahorros para los consumidores y en los costos evitados por capacidad máxima adicional: un cambio del 1% en la demanda máxima resultaría en ahorros del 3,9%, miles de millones de dólares en el nivel del sistema. Una reducción de aproximadamente el 10% en la demanda máxima (alcanzable dependiendo de la elasticidad de la demanda ) daría como resultado ahorros en los sistemas de entre $8 y $28 mil millones.
En un documento de debate, Ahmad Faruqui, director de Brattle Group , estima que una reducción del 5 por ciento en la demanda máxima de electricidad en Estados Unidos podría producir aproximadamente 35 mil millones de dólares en ahorros de costos durante un período de 20 años, excluyendo el costo de la medición y las comunicaciones. necesarios para implementar los precios dinámicos necesarios para lograr estas reducciones. Si bien los beneficios netos serían significativamente menores que los 35 mil millones de dólares reclamados, aún así serían bastante sustanciales. [21] En Ontario, Canadá, el Operador Independiente del Sistema Eléctrico ha señalado que en 2006, la demanda máxima superó los 25.000 megavatios durante sólo 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 basándose en compromisos confiables permitiría a la provincia reducir la capacidad construida en aproximadamente 2.000 megavatios. [22]
En una red eléctrica, el consumo y la producción de electricidad deben estar en equilibrio en todo momento; cualquier desequilibrio significativo podría causar inestabilidad en la red o fluctuaciones severas de voltaje y fallas dentro de la red. Por lo tanto, la capacidad de generación total se dimensiona para corresponder a la demanda máxima total con cierto margen de error y teniendo en cuenta contingencias (como que las plantas estén fuera de línea durante los períodos de demanda máxima). Los operadores generalmente planearán utilizar la capacidad de generación menos costosa (en términos de costo marginal ) en cualquier período determinado y utilizarán capacidad adicional de plantas más caras 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 requisitos de costos de capital adicionales para plantas adicionales y evitar el uso de plantas operativas más costosas 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 normalmente existe 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 en el que los precios de la electricidad fueron negativos para ciertos usuarios. El almacenamiento de energía , como la hidroelectricidad por bombeo, es una forma de aumentar la carga durante períodos de baja demanda para su uso en 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 reducir fácilmente.
Algunas redes pueden utilizar mecanismos de fijación de precios que no son en tiempo real, pero que son más fáciles de implementar (los usuarios pagan precios más altos durante el día y precios más bajos durante la noche, por ejemplo) para proporcionar algunos de los beneficios del mecanismo de respuesta a la demanda con requisitos tecnológicos menos exigentes. . En el Reino Unido, el Economy 7 y programas similares que intentan desplazar la demanda asociada con la calefacción eléctrica a períodos nocturnos de menor actividad han estado en funcionamiento desde los años 1970. Más recientemente, en 2006, Ontario empezó a aplicar un programa de "medidores inteligentes" que aplica precios según el "tiempo de uso", que escalona los precios según horarios de horas pico, horas medias y horas valle. Durante el invierno, el horario pico se define como la mañana y las primeras horas de la tarde, el horario pico medio como el mediodía hasta el final de la tarde y el horario valle como la noche; Durante el verano, los períodos pico y medio se invierten, lo que refleja que el aire acondicionado es el impulsor de la demanda estival. A partir del 1 de mayo de 2015, la mayoría de las empresas de servicios eléctricos de Ontario han completado la conversión de todos los clientes a la facturación por tiempo de uso de "medidores inteligentes", con tarifas en horas pico de alrededor del 200% y tarifas en horas medias de alrededor del 150% de la tarifa fuera 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, controlando calentadores de agua de almacenamiento, acondicionadores de aire y bombas de piscina. En 2016, se añadió a la serie de normas cómo gestionar el almacenamiento de energía eléctrica (por ejemplo, baterías).
Cuando se produce una pérdida de carga (la capacidad de generación cae por debajo de la carga), las empresas de servicios públicos pueden imponer un deslastre de carga (también conocido como programa de reducción de carga de emergencia , [23] ELRP ) en las áreas de servicio mediante apagones específicos, apagones continuos o mediante acuerdos con empresas de alto nivel específicas. utilizar consumidores industriales para apagar equipos en momentos de máxima demanda en todo el sistema. [24]
Los consumidores de energía necesitan algún incentivo para responder a dicha solicitud de un proveedor de respuesta a la demanda. Los incentivos de respuesta a la demanda pueden ser formales o informales. 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 gran volumen, a quienes se les compensa por su participación. Otros usuarios pueden recibir un reembolso u otro incentivo basado en compromisos firmes de reducir la energía durante períodos de alta demanda, [25] a veces denominados negavatios [22] (el término fue acuñado por Amory Lovins en 1985). [26] Por ejemplo, California introdujo su propio ELRP, donde, tras una declaración de emergencia, los clientes inscritos obtienen un crédito por reducir su consumo de electricidad ($1 por kWh en 2021, $2 en 2022). [27]
Los usuarios de energía comercial e industrial pueden imponerse el deslastre 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 o demanda máxima del cliente. Esto incita a los usuarios a aplanar su demanda de energía, lo que se conoce como gestión de la demanda energética , lo que en ocasiones requiere recortar los servicios temporalmente.
En algunas jurisdicciones se han implementado mediciones inteligentes para proporcionar precios en tiempo real para todo tipo de usuarios, a diferencia de precios de tarifa 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 precios elevados. Es posible que muchos usuarios no puedan reducir eficazmente su demanda en distintos momentos, o que los precios máximos puedan ser inferiores al nivel necesario para inducir un cambio en la demanda durante períodos de tiempo cortos (los usuarios tienen baja sensibilidad al precio o la elasticidad de la demanda es baja). . Existen sistemas de control automatizados que, aunque eficaces, pueden resultar demasiado caros para ser viables en algunas aplicaciones.
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. [10] [28] Esta tecnología emergente permitirá a los clientes pasar de una respuesta de demanda basada en eventos en la que la empresa de servicios públicos solicita la reducción de carga, hacia una respuesta de demanda más basada en 24 horas al día, 7 días a la semana, en la que el cliente ve incentivos para controlar la carga durante todo el proceso. tiempo. Aunque este diálogo de ida y vuelta aumenta las oportunidades de respuesta a la demanda, los clientes todavía están influenciados en gran medida por los incentivos económicos y se muestran reacios a ceder el control total de sus activos a las empresas de servicios públicos. [29]
Una ventaja de una aplicación de red inteligente es la fijación de precios 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 grandes clientes con generación, es poder monitorear de cerca, cambiar y equilibrar la carga de una manera que permita al cliente ahorrar carga pico y no solo ahorrar en kWh y kW/mes, sino también poder intercambiar lo que necesita. hemos ahorrado en un mercado energético. Una vez más, esto implica sistemas sofisticados de gestión de energía, 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 esta 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, por lo que los estacionamientos de vehículos eléctricos pueden considerarse una entidad de agregación de respuesta a la demanda. [30]
La red eléctrica moderna está haciendo una transición de las tradicionales estructuras de servicios públicos integradas verticalmente a sistemas distribuidos a medida que comienza a integrar una mayor penetración de la generación de energía renovable. Estas fuentes de energía suelen estar distribuidas de forma difusa e intermitentes por naturaleza. Estas características introducen problemas en la estabilidad y eficiencia de la red, lo que conduce a limitaciones en la cantidad de estos recursos que pueden agregarse efectivamente a la red. En una red tradicional integrada verticalmente, la energía la proporcionan 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 generalmente no es capaz de responder a los cambios en la demanda. Se ha demostrado que el control receptivo de 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. [31] De esta manera, en lugar de que la generación responda a los cambios en la demanda, la demanda responde a los 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 comunicaciones. Para ser eficaces, los dispositivos deben ser económicos, robustos y, al mismo tiempo, eficaces a la hora de gestionar sus tareas de control. Además, un control eficaz requiere una fuerte capacidad para coordinar grandes redes de dispositivos, gestionando y optimizando estos sistemas distribuidos tanto desde el punto de vista económico como de seguridad.
Además, la mayor presencia de generación renovable variable genera una mayor necesidad de que las autoridades adquieran más servicios auxiliares para el equilibrio de la red. Uno de estos servicios es la reserva de 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 utilizar de manera más eficiente cuando se operan según lo diseñado, lo que resulta en menores costos y menos contaminación. A medida que aumenta la proporción de generación basada en inversores en comparación con la generación convencional, disminuye la inercia mecánica utilizada para estabilizar la frecuencia. Cuando se combina con la sensibilidad de la generación basada en inversores a las frecuencias transitorias, la provisión de servicios auxiliares de fuentes distintas a los generadores se vuelve cada vez más importante. [32] [33]
Hay tecnologías disponibles, y se están desarrollando más, para automatizar el proceso de respuesta a la demanda. Estas tecnologías detectan la necesidad de deslastre de carga , comunican la demanda a los usuarios participantes, automatizan el deslastre 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 realizando investigaciones y desarrollo en este ámbito. 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 momentos de máxima demanda, esencialmente retrasando marginalmente el consumo. 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 sólo unas pocas veces al año.
El proceso puede implicar bajar 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 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. [34] En la ciudad de Toronto, ciertos usuarios residenciales pueden participar en un programa (Peaksaver AC [35] ) 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 al retrasar la demanda pico (permitiendo que las plantas en pico tengan tiempo para funcionar o evitando eventos pico), y el participante se beneficia al retrasar el consumo hasta después de los períodos de demanda pico, 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 la tecnología apropiada, de un sistema adecuado de fijación de precios para la electricidad y del costo de la tecnología subyacente. Bonneville Power experimentó con tecnologías de control directo en residencias de Washington y Oregón y descubrió que la inversión en transmisión evitada justificaría el costo de la tecnología. [36]
Otros métodos para implementar la respuesta a la demanda abordan la cuestión de reducir sutilmente los ciclos de trabajo en lugar de implementar retrocesos en el termostato . [37] Estos pueden implementarse mediante programación personalizada de sistemas de automatización de edificios o mediante métodos de lógica de enjambre que coordinen múltiples cargas en una instalación (por ejemplo, los controladores EnviroGrid de Encycle). [38] [39]
Se puede implementar un enfoque similar para gestionar la demanda máxima de aire acondicionado en las regiones pico de verano. Preenfriar o mantener una configuración del termostato ligeramente más alta puede ayudar a reducir la demanda máxima. [40]
En 2008, se anunció que se venderían refrigeradores eléctricos en el Reino Unido al detectar una demanda dinámica que retrasaría o avanzaría el ciclo de enfriamiento basándose en el monitoreo de la frecuencia de la red [41], pero no están disponibles a partir de 2018.
Los clientes industriales también están dando respuesta a la demanda. En comparación con las cargas comerciales y residenciales, las cargas industriales tienen las siguientes ventajas: [42] la magnitud del consumo de energía de una planta de fabricación industrial y el cambio en la energía que puede proporcionar son generalmente muy grandes; además, las plantas industriales suelen contar ya con 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 [43], pueden ofrecer ajustes rápidos y precisos en su consumo de energía. Por ejemplo, la operación Warrick de Alcoa participa en MISO como recurso calificado de respuesta a la demanda, [44] y Trimet Aluminium utiliza su fundición como una batería negativa a corto plazo. [45] La selección de industrias adecuadas para la prestación de respuesta a la demanda se basa normalmente en una evaluación del llamado valor de la carga perdida . [46] 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. [47]
Reducir las cargas durante los picos de demanda es importante porque reduce la necesidad de nuevas centrales eléctricas. Para responder a los picos de demanda elevados, las empresas de servicios públicos construyen plantas y líneas eléctricas que requieren mucho capital. La demanda máxima ocurre sólo 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 ociosa a través de los precios que pagan por la electricidad. Según la Demand Response Smart Grid Coalition, entre el 10% y el 20% de los costos de electricidad en Estados Unidos se deben a la demanda máxima durante sólo 100 horas al año. [48] La DR 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 observar únicamente los ahorros de costos que puede producir la respuesta a la demanda sin considerar también lo que el consumidor renuncia en el proceso.
Se estima [14] que una reducción del 5% en la demanda habría resultado en una reducción del 50% en los precios durante las horas pico de la crisis eléctrica de California en 2000-2001. Dado que los consumidores enfrentan precios máximos y reducen 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 basándose en señales de precios. Hay tres principios subyacentes a estos programas:
Además, es posible que los picos significativos sólo ocurran en raras ocasiones, como dos o tres veces al año, lo que requiere importantes inversiones de capital para hacer frente a eventos poco frecuentes.
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 cómo alcanzar niveles específicos de dichos beneficios antes del 1 de enero de 2007. " Un informe de este tipo se publicó en febrero de 2006. [49]
El informe estima que en 2004 la capacidad potencial de respuesta a la demanda equivalió a unos 20.500 megavatios ( MW ), el 3% de la demanda máxima total de Estados Unidos, mientras que la reducción real de la demanda máxima entregada fue de aproximadamente 9.000 MW (1,3% de la demanda máxima), lo que deja un amplio margen para mejorar. Se estima además que la capacidad de gestión de carga ha caído un 32% desde 1996. Los factores que afectan esta tendencia incluyen menos empresas de servicios públicos que ofrecen servicios de gestión de carga, una disminución de la inscripción en programas existentes, el papel y la responsabilidad cambiantes de las empresas de servicios públicos y el cambio en el equilibrio entre oferta y demanda.
Para fomentar el uso y la 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 a la demanda económica que participan en los mercados mayoristas de energía. . [50] La orden es muy controvertida y ha contado con la oposición de varios economistas energéticos, incluido el profesor William W. Hogan de la Escuela Kennedy de la Universidad de Harvard . El profesor Hogan afirma que la orden compensa en exceso a los proveedores de respuesta a la demanda, fomentando así la reducción de electricidad cuyo valor económico excede el costo de producirla. El Profesor Hogan afirma además que la Orden No. 745 es anticompetitiva y equivale a "... una aplicación de la autoridad regulatoria para hacer cumplir el cártel de un comprador". [51] Varias partes afectadas, incluido el Estado de California, han presentado una demanda ante un tribunal federal impugnando la legalidad de la Orden 745. [52] Un debate sobre la eficiencia económica y la equidad de la Orden 745 apareció en una serie de artículos publicados en The Electricity Diario. [53] [54] [55]
El 23 de mayo de 2014, el Tribunal de Apelaciones del Circuito de DC anuló la Orden 745 en su totalidad. [56] El 4 de mayo de 2015, la Corte Suprema de los Estados Unidos acordó revisar el fallo del Circuito de DC, abordando dos cuestiones:
El 25 de enero de 2016, la Corte Suprema de los Estados Unidos, en una decisión de 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 el sector mayorista de energía. mercado. [58]
La FERC emitió su Orden No. 2222 el 17 de septiembre de 2020, permitiendo que los recursos energéticos distribuidos participen en los mercados eléctricos mayoristas regionales. [59] [60] Los operadores del mercado presentaron planes de cumplimiento iniciales a principios de 2022. [61]
En diciembre de 2009, National Grid tenía contratados 2369 MW para brindar respuesta a la demanda, conocida 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. [62] Un artículo basado en extensos perfiles de demanda cada media hora y cambios observados en la demanda de electricidad para diferentes edificios comerciales e industriales en el Reino Unido muestra que sólo una pequeña minoría participó en el cambio de carga y la reducción de la demanda, mientras que la mayor parte de la respuesta a la demanda es proporcionada por generadores de reserva. [63]
La migración de carga dentro de la capacidad existente del centro de datos durante las horas de reducción en CAISO tiene el potencial de reducir entre 113 y 239 KtCO 2e por año de emisiones de GEI y absorber hasta el 62 % de la reducción total con costos de reducción negativos en 2019.
{{cite web}}: CS1 maint: archived copy as title (link)