La respuesta a la demanda es un cambio en el consumo de energía de un cliente de servicios eléctricos para que coincida mejor con la demanda de energía y la oferta. [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 al limitar la tasa de producción de sus plantas de energía , poner en funcionamiento o desconectar 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 tiempo en alcanzar su 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, un tipo de gestión de la demanda de energía , 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 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 paneles solares y baterías in situ.
En muchos aspectos, la respuesta a la demanda puede definirse simplemente como un sistema de racionamiento económico del suministro de energía eléctrica, impulsado por la tecnología. En la respuesta a la demanda, el racionamiento voluntario se logra mediante incentivos de precios, ofreciendo precios unitarios netos más bajos a cambio de un consumo de energía reducido en 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 incluidos en las tarifas generales.
El racionamiento involuntario, si se aplicara, se lograría mediante apagones rotativos durante los períodos de máxima demanda. En la práctica, las olas de calor del verano y las heladas intensas del invierno podrían caracterizarse por cortes de electricidad planificados para consumidores y empresas si el racionamiento voluntario mediante incentivos no logra reducir la demanda de manera adecuada para igualar el suministro total de energía.
A partir de 2011, según la Comisión Federal Reguladora de Energía de los EE. UU ., la respuesta a la demanda (DR) se definió como: "Cambios en el uso eléctrico por parte de los clientes finales 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 del mercado mayorista o cuando se pone en peligro la confiabilidad del sistema". [2] La DR incluye todas las modificaciones intencionales a los patrones de consumo de electricidad para inducir a los clientes que tienen como objetivo alterar el tiempo, el nivel de demanda instantánea o el consumo total de electricidad. [3] En 2013, se esperaba que los programas de respuesta a la demanda se diseñaran para disminuir el consumo de electricidad o cambiarlo de períodos pico a períodos de baja demanda según 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 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". [5] En 2010, la respuesta a la demanda se definió como una reducción de la demanda diseñada para reducir la demanda máxima o evitar emergencias del sistema. Puede ser una alternativa más rentable que agregar capacidades de generación para satisfacer los picos de demanda máximos y ocasionales. El objetivo subyacente de la respuesta a la demanda 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 para el consumidor y permitir cambios dinámicos en el consumo en relación con el precio. [6]
En las redes eléctricas, la respuesta a la demanda 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, haciendo 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 estrés 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. [8] Este es un concepto bastante diferente de la eficiencia energética , que significa usar menos energía para realizar las mismas tareas, de forma continua o cuando sea 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 de la energía en 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 reducir las cargas en respuesta a una solicitud de una empresa de servicios públicos o a las condiciones de precios del mercado. Los servicios (luces, máquinas, aire acondicionado) se reducen de acuerdo con un esquema de priorización de carga planificado previamente durante los períodos críticos. Una alternativa al deslastre de carga es la generación de electricidad en el sitio para complementar la red eléctrica . En condiciones de suministro de electricidad ajustado, la respuesta a la demanda puede reducir significativamente el precio pico 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 corresponderse con la demanda máxima (más el margen de error de pronóstico y eventos imprevistos), la reducción de la demanda máxima reduce los requisitos generales de costos de planta y de capital . Sin embargo, dependiendo de la configuración de la capacidad de generación, la respuesta a la demanda también puede usarse para aumentar la demanda (carga) en momentos de alta producción y baja demanda. Algunos sistemas pueden así alentar el almacenamiento de energía para arbitrar entre períodos de baja y alta demanda (o precios bajos y altos). La minería de bitcoins es un proceso intensivo en electricidad para convertir la infraestructura de hardware de computadoras, las habilidades de software y la electricidad en moneda electrónica. [11] La minería de bitcoins se utiliza para aumentar la demanda durante las horas excedentes al consumir energía más barata. [12]
Existen 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 a la demanda de emergencia se emplea para evitar interrupciones involuntarias del servicio durante períodos de escasez de suministro. La respuesta a la demanda económica 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 ella. La respuesta a la demanda de servicios auxiliares consiste en una serie de servicios especializados que son necesarios para garantizar el funcionamiento seguro de la red de transmisión 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, independientemente 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 costo de producción en el corto plazo (por ejemplo, sobre una base horaria). 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 enfrentaran los costos de producción a corto plazo, estarían más inclinados a cambiar su uso de 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 fijas 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 al precio acordado. [15] Un cliente de una tienda departamental que compre un artículo de $10 a las 9:00 am podría notar que hay 10 vendedores en el piso pero que solo uno está ocupado atendiéndolo, mientras que a las 3:00 pm el cliente podría comprar el mismo artículo de $10 y notar que los 10 vendedores están ocupados. De manera similar, el costo de las ventas de la tienda departamental a las 9:00 am podría ser, por lo tanto, 5-10 veces mayor que el costo de las ventas a las 3:00 pm, pero sería improbable 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 que se satisface la demanda instantánea de electricidad. 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 mayoristas (en dólares canadienses) pagados a los productores variaron desde un máximo de $318 por MW·h hasta un mínimo de - (negativo) $3,10 por MW·h. [16] [17] No es inusual que el precio varíe por un factor de dos a cinco debido al ciclo de demanda diaria. Un precio negativo indica que se estaba cobrando a los productores por proporcionar electricidad a la red (y los consumidores que pagan precios en tiempo real pueden haber recibido en realidad un reembolso por consumir electricidad durante este período). Esto ocurre generalmente por la noche, cuando la demanda cae a un nivel en el que todos los generadores funcionan a su nivel mínimo de producción y algunos de ellos deben apagarse. El precio negativo es el incentivo para provocar estos apagados de la manera menos costosa. [18]
Dos estudios de Carnegie Mellon realizados en 2006 analizaron la importancia de la respuesta a 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 presta servicio a 65 millones de clientes en los EE. UU. con 180 gigavatios de capacidad de generación. [20] El último estudio concluyó que incluso pequeños cambios en la demanda máxima tendrían un gran efecto en los ahorros para los consumidores y 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 a nivel del sistema. Una reducción de aproximadamente el 10% en la demanda máxima (alcanzable dependiendo de la elasticidad de la demanda ) resultaría en ahorros para los sistemas de entre $8 y $28 mil millones.
En un documento de debate, Ahmad Faruqui, director del Grupo Brattle , estima que una reducción del 5% en la demanda máxima de electricidad en Estados Unidos podría producir aproximadamente 35.000 millones de dólares en ahorros de costos en un período de 20 años, sin contar el costo de la medición y las comunicaciones necesarias para implementar la tarificación dinámica necesaria para lograr estas reducciones. Si bien los beneficios netos serían significativamente menores que los 35.000 millones de dólares que se afirman, seguirían siendo 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 sobre la base de compromisos fiables 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 equilibrados en todo momento; cualquier desequilibrio significativo podría causar inestabilidad en la red o fluctuaciones graves de voltaje y provocar fallas dentro de la red. Por lo tanto, la capacidad total de generación se dimensiona para corresponder a la demanda pico total con cierto margen de error y margen para contingencias (como plantas fuera de línea durante los períodos de demanda pico). Los operadores generalmente planean usar la capacidad de generación menos costosa (en términos de costo marginal ) en un período determinado y usar capacidad adicional de plantas más caras a medida que aumenta la demanda. La respuesta a la demanda en la mayoría de los casos está dirigida a reducir la demanda pico 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 caras o menos eficientes. Los consumidores de electricidad también pagarán precios más altos si la capacidad de generación se utiliza de una fuente de generación de energía de mayor costo.
La respuesta a la demanda también puede utilizarse para aumentar la demanda durante períodos de alta oferta y baja demanda. Algunos tipos de plantas generadoras deben funcionar cerca de su capacidad máxima (como la nuclear), mientras que otros tipos pueden producir a un costo marginal insignificante (como la eólica y la solar). Dado que normalmente hay una capacidad limitada para almacenar energía, la respuesta a 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 de almacenamiento 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, Economy 7 y otros esquemas similares que intentan trasladar la demanda asociada con la calefacción eléctrica a los períodos nocturnos de menor demanda 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 de "tiempo de uso" (TOU), que clasifica los precios según horarios de máxima demanda, media demanda y baja demanda. Durante el invierno, la demanda máxima se define como la mañana y las primeras horas de la noche, la media demanda como el mediodía y las últimas horas de la tarde, y la baja demanda como la noche; durante el verano, los períodos máxima demanda y media demanda se invierten, lo que refleja que el aire acondicionado es el impulsor de la demanda de verano. 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 al sistema de facturación horaria con "medidores inteligentes", con tarifas en horas punta de aproximadamente el 200% y tarifas en horas punta de aproximadamente el 150% de la tarifa fuera de horas punta por kWh.
Australia cuenta con normas 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, aires acondicionados y bombas de piscinas. En 2016, se agregó a la serie de normas la forma de 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 a través de apagones selectivos, apagones rotativos o acuerdos con consumidores industriales específicos de alto uso para apagar los equipos en momentos de demanda máxima en todo el sistema. [24]
Los consumidores de energía necesitan algún incentivo para responder a una solicitud de este tipo 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 puede crear un incentivo basado en tarifas al trasladar los aumentos de corto plazo en el precio de la electricidad, o puede imponer recortes obligatorios durante una ola de calor para determinados usuarios de alto volumen, a quienes se 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, en el que, tras una declaración de emergencia, los clientes inscritos obtienen un crédito por reducir su consumo de electricidad (1 dólar por kWh en 2021, 2 dólares en 2022). [27]
Los usuarios de energía comercial e industrial pueden imponerse ellos mismos el corte de suministro, sin que la empresa de servicios públicos lo solicite. 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 fijan los costos de energía de un cliente para el mes en función del momento de mayor uso del cliente, o demanda máxima. Esto alienta a los usuarios a estabilizar su demanda de energía, lo que se conoce como gestión de la demanda de energía , lo que a veces requiere recortar los servicios temporalmente.
En algunas jurisdicciones se han implementado medidores inteligentes para proporcionar precios en tiempo real para todos los tipos de usuarios, en lugar de precios fijos 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 altos. Muchos usuarios pueden no ser capaces de reducir eficazmente su demanda en varios momentos, o los precios pico pueden ser inferiores al nivel necesario para inducir un cambio en la demanda durante períodos cortos de tiempo (los usuarios tienen baja sensibilidad a los precios o la elasticidad de la demanda es baja). Existen sistemas de control automatizados que, aunque eficaces, pueden ser demasiado costosos para ser viables para 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 a la demanda basada en eventos, donde la empresa de servicios públicos solicita la reducción de la carga, a una respuesta a la demanda más basada en 24 horas al día, 7 días a la semana, donde el cliente ve incentivos para controlar la carga todo el tiempo. Aunque este diálogo de ida y vuelta aumenta las oportunidades de respuesta a la demanda, los clientes todavía están muy influenciados por los incentivos económicos y son 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 tarificación basada en el tiempo. Los clientes que tradicionalmente pagan una tarifa fija por la energía consumida ( kWh ) y la demanda máxima solicitada pueden establecer su umbral y ajustar su consumo para aprovechar las fluctuaciones de precios. Esto puede requerir el uso de un sistema de gestión de la energía para controlar los aparatos y equipos y puede implicar economías de escala. Otra ventaja, principalmente para los grandes clientes con generación, es poder supervisar, cambiar y equilibrar de cerca la carga de una manera que permita al cliente ahorrar en la demanda máxima y no solo ahorrar en kWh y kW/mes, sino también poder comercializar lo que ha ahorrado en un mercado energético. Nuevamente, esto implica sistemas sofisticados de gestión de la 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 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 la 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 pasando de las estructuras de servicios públicos integradas verticalmente tradicionales a sistemas distribuidos a medida que comienza a integrar mayores penetraciones de generación de energía renovable. Estas fuentes de energía suelen estar distribuidas de forma difusa e intermitente 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 integrada verticalmente tradicional, la energía es proporcionada por generadores de servicios públicos que pueden responder a los cambios en la demanda. La producción de recursos renovables está regida por las condiciones ambientales y generalmente no puede responder a los cambios en la demanda. Se ha demostrado que el control receptivo sobre cargas no críticas que están conectadas a la red es una estrategia eficaz capaz de mitigar 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. Esta es la base de la respuesta a la demanda. Para implementar sistemas de respuesta a la demanda, se hace necesaria la coordinación de un gran número de recursos distribuidos a través de sensores, actuadores y protocolos de comunicación. Para ser eficaces, los dispositivos deben ser económicos, robustos y, al mismo tiempo, eficaces 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 tanto desde el punto de vista económico como de la seguridad.
Además, la mayor presencia de generación renovable variable genera una mayor necesidad de que las autoridades adquieran más servicios auxiliares para equilibrar la red. Uno de estos servicios es la reserva de contingencia, que se utiliza para regular la frecuencia de la red en caso de contingencia. 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 opera según lo diseñado, lo que resulta en menores costos y menos contaminación. A medida que aumenta la relación entre la 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 otras fuentes que no sean generadores se vuelve cada vez más importante. [32] [33]
Existen tecnologías disponibles, y se están desarrollando más, para automatizar el proceso de respuesta a la demanda. Dichas 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 importantes iniciativas federales en los Estados Unidos para desarrollar estas tecnologías. Las universidades y la industria privada también están realizando investigación y desarrollo en este ámbito. Las soluciones de software escalables y completas para la respuesta a la demanda permiten el crecimiento de las empresas y 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 demanda máxima, lo que básicamente retrasa el consumo marginalmente. Si bien 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 de demanda máxima extrema, además de un margen de seguridad en reserva. Tales 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 apagar la calefacción o encender 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] ) por 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 (lo que permite que las plantas de pico tengan tiempo de activarse o evitar los picos), 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 la demanda pico. El éxito de estos programas depende del desarrollo de la 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 residencias de Washington y Oregon, 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 ajustes de termostato . [37] Estos pueden implementarse utilizando una programación de sistemas de automatización de edificios personalizados 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 aplicar un enfoque similar para gestionar la demanda máxima de aire acondicionado en las regiones de mayor demanda en verano. El enfriamiento previo o el mantenimiento de una temperatura ligeramente más alta en el termostato pueden ayudar a reducir la demanda máxima. [40]
En 2008 se anunció que se venderían refrigeradores eléctricos en el Reino Unido que detectan la demanda dinámica , lo que retrasará o adelantará el ciclo de enfriamiento según el monitoreo de la frecuencia de la red [41], pero no están disponibles a partir de 2018.
Los clientes industriales también están proporcionando 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 generalmente ya tienen las infraestructuras para el control, la comunicación y la participación en el mercado, lo que permite la provisión de 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 está participando en MISO como un recurso de respuesta a la demanda calificado, [44] y Trimet Aluminium usa su fundición como una batería negativa de corto plazo. [45] La selección de industrias adecuadas para la provisión de respuesta a la demanda generalmente se basa en una evaluación del llamado valor de carga perdida . [46] Algunos centros de datos están ubicados muy separados para la redundancia y pueden migrar cargas entre ellos, al mismo tiempo que realizan la respuesta a la demanda. [47]
La reducción de la demanda durante los picos de demanda es importante porque reduce la necesidad de nuevas plantas de energía. Para responder a los picos de demanda elevados, las empresas de servicios públicos construyen plantas y líneas eléctricas que requieren un gran capital. Los picos de demanda se producen 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 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 los Estados Unidos se deben a los picos de demanda durante solo 100 horas del año. [48] La respuesta a la demanda es una forma de 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 esas 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 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% de la demanda habría dado como resultado una reducción del 50% de los precios durante las horas pico de la crisis eléctrica de California en 2000-2001. Con los consumidores enfrentando precios pico y reduciendo su demanda, el mercado debería volverse más resistente a la retirada intencional de ofertas del lado de la oferta.
El consumo de electricidad residencial y comercial suele variar drásticamente durante el día, y la respuesta a la demanda intenta reducir la variabilidad basándose en señales de precios. Estos programas se basan en tres principios básicos:
Además, los picos significativos pueden ocurrir sólo en raras ocasiones, por ejemplo 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 encomendado 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 formule una recomendación sobre cómo alcanzar niveles específicos de dichos beneficios antes del 1 de enero de 2007". Dicho informe se publicó en febrero de 2006. [49]
El informe estima que en 2004 la capacidad potencial de respuesta a la demanda ascendió 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 unos 9.000 MW (1,3% de la demanda máxima), lo que deja un amplio margen para la mejora. Se estima además que la capacidad de gestión de la carga ha caído un 32% desde 1996. Entre los factores que afectan a esta tendencia se incluyen la menor cantidad de empresas de servicios públicos que ofrecen servicios de gestión de la carga, la disminución de la inscripción en los programas existentes, el cambio de la función y la responsabilidad de las empresas de servicios públicos y el cambio del equilibrio entre la oferta y la demanda.
Para fomentar el uso y la implementación de la respuesta a la demanda en los Estados Unidos, la Comisión Federal de Regulación de la Energía (FERC) emitió la Orden Nº 745 en marzo de 2011, que exige 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 sido rechazada por varios economistas de la energía, incluido el profesor William W. Hogan de la Kennedy School 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 la 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 un cártel de compradores". [51] Varias partes afectadas, incluido el Estado de California, han presentado una demanda en 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 Journal. [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 la decisión 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 a 2 en el caso 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 mercado mayorista de energía. [58]
El 17 de septiembre de 2020, la FERC emitió su Orden N.° 2222, que permite que los recursos energéticos distribuidos participen en los mercados mayoristas regionales de electricidad. [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 proporcionar respuesta a la demanda, conocida como STOR , y el lado de la demanda proporciona 839 MW (35 %) desde 89 sitios. De estos 839 MW, aproximadamente 750 MW son generación de respaldo y el resto es reducción de carga. [62] Un documento 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 solo una pequeña minoría se dedica a cambios de carga y reducción de la demanda, mientras que la mayoría de la respuesta a la demanda es proporcionada por generadores de reserva. [63]
La migración de carga dentro de la capacidad del centro de datos existente 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)