Redispatch 2.0 y almacenamiento de baterías a gran escala: ¿Maldición o Segen para la red eléctrica? El papel ambivalente de los sistemas gigantes de almacenamiento de baterías – Imagen: Xpert.Digital
¿Se evitó el apagón? Cómo gestionan los operadores de red la congestión eléctrica de norte a sur
Redispatch 2.0 explicado en términos simples: lo que los operadores de plantas y los inversores en almacenamiento necesitan saber
La red eléctrica alemana se enfrenta a una prueba de estrés histórica: mientras los aerogeneradores del norte funcionan a plena capacidad, a menudo faltan líneas de transmisión para transportar la energía a los centros industriales del sur. Para evitar un colapso del suministro, los operadores de la red intervienen en la generación prácticamente las 24 horas del día, un proceso conocido como redespacho, que cuesta a los consumidores miles de millones de dólares al año.
Sin embargo, la transición energética ha transformado radicalmente este sistema. Donde antes unas pocas grandes centrales eléctricas se regulaban centralmente, hoy en día es necesario coordinar decenas de miles de plantas descentralizadas, parques solares y, cada vez más, sistemas de almacenamiento de baterías de alto rendimiento a gran escala. Desde la introducción de Redispatch 2.0 en octubre de 2021, los operadores de redes de distribución y los operadores de plantas más pequeñas también están obligados a garantizar la estabilidad física de la red.
El papel de los sistemas de almacenamiento de baterías a gran escala, en pleno auge, es particularmente interesante: se consideran un rayo de esperanza para la transición energética, pero, si se utilizan incorrectamente, pueden agravar los cuellos de botella locales. El problema a menudo no reside en la tecnología en sí, sino en la falta de señales de precios regionales. La siguiente guía de preguntas y respuestas analiza en detalle cómo funciona la gestión moderna de la congestión, por qué se disparan los costes, qué papel desempeña el almacenamiento de baterías en este proceso y por qué el debate sobre las zonas tarifarias de la electricidad es crucial para la seguridad futura de nuestro suministro energético.
¿Qué se entiende por redespacho y por qué este término es tan central para la red eléctrica alemana?
El redespacho se refiere a las intervenciones en la generación de las centrales eléctricas para proteger las líneas de transmisión de sobrecargas. Si se produce un cuello de botella en un punto concreto de la red, las centrales eléctricas cercanas al cuello de botella reciben instrucciones de reducir su inyección, mientras que las centrales situadas al otro lado deben aumentarla. Esto crea un flujo de carga que contrarresta el cuello de botella. El término se utiliza con frecuencia en los debates sobre política energética, pero rara vez se explica en su totalidad. Sin embargo, es fundamental para comprender las redes modernas, ya que describe el mecanismo mediante el cual los operadores de la red garantizan la estabilidad física de la red eléctrica en tiempo real. Sin el redespacho, los cuellos de botella en la red provocarían sobrecargas incontroladas que, en el peor de los casos, podrían causar cortes de suministro en cascada. El principio es inicialmente simple: si se inyecta demasiada electricidad a la red en un punto, la generación allí debe reducirse y compensarse en otro. Sin embargo, la aplicación práctica de este principio ha cambiado considerablemente a lo largo de los años, en particular debido a la expansión masiva de las energías renovables y la consiguiente descentralización de la generación eléctrica.
¿Cuáles son los fundamentos jurídicos del redespacho y dónde se encuentran sus raíces históricas?
Los orígenes del redespacho se remontan a la Ley de la Industria Energética Alemana (EnWG) de 2005. El artículo 13 de la EnWG, que entró en vigor el 13 de julio de 2005, obliga a los operadores de sistemas de transmisión a garantizar la seguridad del sistema. En concreto, establece que los operadores de sistemas de transmisión están autorizados y obligados a eliminar las amenazas o interrupciones del sistema de suministro eléctrico mediante medidas de reserva adicionales, relacionadas con la red y el mercado. En lo que entonces era un sistema de centrales eléctricas altamente centralizado, esto significaba que, en caso de sobrecargas inminentes de la red, se podía ordenar a las grandes centrales eléctricas individuales que ajustaran su alimentación. Esto afectó principalmente a las centrales convencionales de las redes de transmisión de 220 kV y 380 kV. El número de centrales afectadas era manejable, los canales de comunicación eran cortos y el esfuerzo de coordinación, comparativamente bajo. El sistema funcionaba en un entorno donde unas pocas grandes centrales eléctricas gestionaban la mayor parte de la generación eléctrica y los flujos de carga eran altamente predecibles. Este principio básico de control centralizado sentó las bases sobre las que se construyeron todas las expansiones y reformas posteriores.
¿Cómo ha cambiado la expansión de las energías renovables el sistema eléctrico?
Con la expansión de las energías renovables a partir de 2010, la estructura del sistema cambió radicalmente. Decenas de miles de generadores descentralizados reemplazaron gradualmente a unas pocas centrales eléctricas centralizadas. A medio plazo, alrededor del 90 % de las instalaciones de generación estarán conectadas a las redes de distribución, mientras que las grandes centrales eléctricas seguirán perdiendo importancia. Esta transformación dio lugar a nuevas rutas de transmisión, especialmente de norte a sur, ya que una gran proporción de la energía eólica se genera en el norte de Alemania, mientras que las principales zonas de consumo se encuentran en el sur y el oeste. Las capacidades de transmisión estaban, y en muchos casos siguen estando, insuficientemente dimensionadas para transportar toda la electricidad generada a los centros de consumo. Al mismo tiempo, junto con el redespacho tradicional, seguía existiendo la gestión de la alimentación a la red eléctrica, conforme a la Ley de Fuentes de Energía Renovable, para las centrales de energía renovable. Esta estructura paralela, en la que las centrales eléctricas convencionales se regulaban mediante el redespacho y las renovables mediante la gestión de la alimentación a la red eléctrica, condujo a una creciente complejidad y a un aumento de los costes de las medidas de gestión de la congestión. Las plantas de energía eólica y solar generan energía dependiendo del clima y la hora del día, lo que complica significativamente la previsibilidad de los flujos de carga y aumenta la necesidad de medidas de control.
¿Cuál era el problema con el antiguo sistema de redespacho y gestión de alimentación?
El antiguo sistema se caracterizaba por una división estructural que se volvía cada vez más ineficiente. Por un lado, existía el redespacho clásico, según el artículo 13 de la Ley de la Industria Energética Alemana (EnWG), que se aplicaba exclusivamente a la red de transmisión y afectaba a las centrales de generación convencionales con más de 10 megavatios de capacidad nominal instalada. Los operadores del sistema de transmisión podían regular estas centrales para evitar la congestión de la red. Por otro lado, existía la gestión de la inyección a la red, según la Ley de Fuentes de Energía Renovables (EEG) y la Ley de Cogeneración (KWKG), que abordaba la regulación de las centrales de energía renovable y las centrales de cogeneración por separado para la gestión de la congestión de la red. Con la gestión de la inyección a la red, las centrales se reducían en función de los valores reales, es decir, en situaciones críticas. Carecía de una planificación proactiva basada en previsiones. La reducción se producía puntualmente, lo que generaba mayores costes y un uso ineficiente de los recursos disponibles. Los costes de la gestión global de la congestión de la red aumentaron significativamente entre 2019 y 2023, pasando de 1300 millones de euros a 3200 millones de euros. En 2023, se perdieron aproximadamente 19 teravatios-hora de electricidad debido a cuellos de botella en la red, lo que equivale a aproximadamente el 4 % de la generación eléctrica total de Alemania. Los parques eólicos marinos y terrestres se vieron especialmente afectados.
¿Qué se decidió exactamente con la Ley de Aceleración de la Expansión de la Red de 2019?
La respuesta política a los crecientes problemas llegó en 2019 con la enmienda a la Ley de Aceleración de la Expansión de la Red, que entró en vigor el 17 de mayo de 2019. El objetivo era fusionar el redespacho y la gestión de la alimentación a la red en un sistema integrado de gestión de la congestión. Las anteriores regulaciones de gestión de la alimentación bajo la Ley de Fuentes de Energía Renovable (EEG) y la Ley de Cogeneración (KWKG) fueron derogadas y sustituidas por un régimen de redespacho unificado, conocido como Redispatch 2.0, basado en las Secciones 13, 13a y 14 de la Ley de la Industria Energética (EnWG). Esto pretendía establecer un sistema uniforme y preventivo de gestión de la congestión para el suministro eléctrico en toda Alemania. Las plantas de energía renovable y de cogeneración (CHP) dejaron de tratarse por separado, para pasar a estar reguladas según el mismo marco legal que las centrales eléctricas convencionales. La fecha límite de implementación se fijó para el 1 de octubre de 2021, con las obligaciones iniciales de presentación de datos a partir de julio de 2021.
¿Desde cuándo está en vigor Redispatch 2.0 y qué hay de nuevo fundamentalmente en él?
Desde el 1 de octubre de 2021, el Redispatch 2.0 es obligatorio para todos los participantes del mercado. La novedad no reside en la posibilidad de intervención en sí, sino en su completa integración en el sistema. Todas las plantas controlables con una capacidad de 100 kilovatios o más, incluyendo centrales eléctricas convencionales, plantas de energía renovable e instalaciones de almacenamiento de energía, se han incluido desde entonces en la gestión de la congestión. Esta es una diferencia fundamental con respecto al sistema anterior, donde solo las grandes centrales eléctricas convencionales de más de 10 megavatios se veían directamente afectadas por el redespacho. En el nuevo proceso, el operador de la red determina el estado de la red para un horizonte de planificación de aproximadamente 36 horas de antelación y lo optimiza según sea necesario. Esto requiere previsiones de carga y de inyección. Si se identifica una congestión, el operador de la red debe resolverla con medidas rentables. Otra innovación clave es que estas medidas deben equilibrarse tanto en términos de energía como de consumo energético, garantizando que los operadores de las plantas no sufran desventajas financieras como resultado de las intervenciones de control. Además, la gestión ya no es únicamente responsabilidad de los operadores del sistema de transmisión, sino también de todos los operadores del sistema de distribución, que se han convertido así en un pilar clave de la gestión de la congestión.
¿Cómo funciona en detalle el proceso Redispatch 2.0?
El proceso Redispatch 2.0 se basa en un enfoque de planificación que difiere fundamentalmente del enfoque reactivo anterior. Los operadores de red elaboran pronósticos de congestión basándose en datos exhaustivos de todos los participantes de la red, en particular de las centrales eléctricas que alimentan la red y de los principales consumidores. Los operadores de planta envían datos planificados o pronosticados, según el modelo de equilibrio seleccionado. En el modelo de pronóstico, se debe proporcionar al operador de red información sobre ajustes relacionados con el mercado e indisponibilidad para que este pueda elaborar pronósticos de generación. En el modelo de valor planificado, el operador de planta es responsable de enviar tanto los datos pronosticados como los planificados.
Con base en estos datos e información en tiempo real, el operador de la red puede identificar con anticipación posibles cuellos de botella y tomar medidas proactivas y específicas. Se calculan horarios alternativos para sobrecargas previsibles y se compensan las desviaciones del horario de mercado. El artículo 13a de la Ley de la Industria Energética Alemana (EnWG) regula el equilibrio y la compensación financiera al operador de la planta. El administrador del grupo de equilibrio, en la mayoría de los casos el comercializador directo, recibe una compensación energética del operador de la red por la cantidad faltante en su grupo de equilibrio. En el nuevo proceso, la cantidad de energía inyectada y restringida por cuarto de hora se asigna a un grupo de equilibrio. Este sistema requiere la cooperación de todo el sector entre los operadores de sistemas de transmisión, los operadores de sistemas de distribución, los operadores de planta, los administradores de grupos de equilibrio y los llamados administradores de despliegue, en quienes los operadores de planta pueden delegar gran parte de sus responsabilidades.
¿Cuáles son los costos actuales de la gestión de la congestión de la red y cómo han evolucionado?
Los costes de la gestión de la congestión de la red han fluctuado considerablemente en los últimos años. En 2022, los costes totales alcanzaron un máximo de aproximadamente 4.200 millones de euros, impulsados por la crisis energética y los altísimos precios de los combustibles y de la venta al por mayor. En 2023, los costes totales preliminares se redujeron a poco menos de 3.100 millones de euros, a pesar del aumento del volumen de medidas implementadas, que alcanzó los 34.297 gigavatios-hora. Esta disminución se debió a la relajación de los precios de la energía, ya que los precios mayoristas de la electricidad bajaron de poco más de 230 euros a aproximadamente 92 euros por megavatio-hora. Los costes preliminares de implementación de medidas de redespacho mediante centrales eléctricas convencionales ascendieron a aproximadamente 1.800 millones de euros en 2023, mientras que los costes de reducción de la producción de energías renovables se triplicaron, alcanzando unos 600 millones de euros.
En 2024, el volumen de medidas disminuyó aproximadamente un 12 %, hasta los 30 304 gigavatios-hora, y los costes totales preliminares se redujeron aún más, hasta unos 2780 millones de euros. Sin embargo, el cuarto trimestre de 2024 mostró un aumento preocupante: se necesitaron 10 424 gigavatios-hora para estabilizar la red, lo que supone un aumento del 19 % en comparación con el mismo trimestre del año anterior. Diciembre de 2024 fue especialmente destacable, con unos costes de 370 millones de euros incurridos solo en ese mes, un nuevo récord desde la crisis energética. Alrededor del 47 % de las plantas de energía renovable con restricciones se conectaron a la red de distribución en 2024, y en el 74 % de los casos la causa residió en la red de transmisión. Al mismo tiempo, se observa un desplazamiento creciente de los cuellos de botella hacia la red de distribución: su participación en los volúmenes de redespacho aumentó del 20 por ciento en 2023 al 26 por ciento en 2024. Estos costes se trasladan a los precios de la electricidad a través de las tarifas de red y, por lo tanto, afectan a todos los consumidores.
¿Por qué Redispatch 2.0 es particularmente relevante para los sistemas de almacenamiento de baterías a gran escala?
Un sistema de almacenamiento de baterías a gran escala con una capacidad de muchos megavatios es técnicamente capaz de transferir cantidades significativas de energía a lo largo del tiempo. Sin embargo, su inyección real depende de la arquitectura de la red. Es capaz de redespachar, requiere previsión y está integrado en la gestión de la congestión. La capacidad por sí sola no garantiza la inyección: cuando se requiere estabilidad del sistema, la comercialización debe quedar relegada a un segundo plano. Especialmente con una gran capacidad instalada, la integración en la planificación de la red, los modelos de previsión y la gestión de la congestión es crucial. Las baterías de gran tamaño pueden aliviar los cuellos de botella mediante la carga o descarga selectiva. Sin embargo, el punto crítico es que ellas mismas también pueden convertirse en parte del escenario de cuello de botella si varios sistemas intentan inyectar energía simultáneamente.
El mercado de sistemas de almacenamiento de baterías a gran escala en Alemania está creciendo rápidamente. La capacidad instalada superó los 2 gigavatios de potencia nominal en 2025, y se esperaba la entrada en funcionamiento de 1,46 gigavatios de nueva capacidad solo en 2025. Se proyecta que para 2027 la capacidad se septuplicará con respecto a 2024, y diversas previsiones predicen que la capacidad total podría alcanzar los 15 gigavatios en 2030. Las solicitudes de conexiones de almacenamiento de baterías por parte de los operadores de red eléctrica superan ya casi cien veces la capacidad existente. Con estas tasas de crecimiento, la integración de estos sistemas en la gestión de la congestión cobra cada vez mayor urgencia.
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Redispatch 3.0: La transformación silenciosa de nuestro sistema energético comenzó hace mucho tiempo
¿Las baterías grandes son generalmente buenas o malas para la red eléctrica?
Esta pregunta no puede responderse de forma general, ya que depende de la ubicación, el modo de funcionamiento y la situación específica de la red. Un estudio de Neon Neue Energieökonomik, encargado por el desarrollador de almacenamiento Eco Stor, examinó el rendimiento de dos grandes baterías en Schleswig-Holstein y Baviera durante cada cuarto de hora del año. Los resultados muestran que los operadores de red ahorran entre 3 y 6 euros al año en costes de redespacho por cada kilovatio de capacidad de la batería. Por lo tanto, las grandes baterías no deben considerarse en absoluto una carga inherente para la red, aunque a veces se sugiera en el debate sobre política energética.
Sin embargo, este alivio de la red se produce actualmente por pura casualidad, ya que Alemania solo cuenta con una zona de precios de electricidad y, por lo tanto, no tiene precios regionales. Las baterías funcionan según la señal de precio uniforme de los mercados energéticos mayorista y de equilibrio. Los cuellos de botella de la red son invisibles para ellas. Un análisis detallado muestra que una batería grande alivia y sobrecarga la red con una frecuencia aproximadamente igual, cada una en aproximadamente el 20 % de los cuartos de hora. En el 60 % restante del tiempo, la batería está inactiva o la red está libre de congestiones. Fraunhofer ISE también señala que los grandes sistemas de almacenamiento de baterías, que funcionan principalmente según los mecanismos del mercado, pueden amplificar los picos de potencia locales mediante un comportamiento desfavorable de carga y descarga, lo que agrava las cargas de los transformadores y las líneas.
¿Qué significa el funcionamiento respetuoso con la red para los grandes sistemas de almacenamiento de baterías?
La operación de apoyo a la red se refiere al uso específico de un sistema de almacenamiento para estabilizarla, evitar cuellos de botella o compensar fluctuaciones de tensión. Esto difiere de la operación puramente de apoyo al mercado, donde la electricidad se compra principalmente a precios bajos y se vende a precios más altos, un ejemplo clásico de arbitraje de precios. Un sistema de almacenamiento de baterías a gran escala se considera de apoyo a la red si su ubicación y su modo de funcionamiento reducen la carga de la red, lo que puede, por ejemplo, reducir la necesidad de expansión de la red.
En la práctica, ambos enfoques pueden combinarse: un sistema de almacenamiento puede participar económicamente en el mercado y, al mismo tiempo, abastecer la red. Los estudios demuestran que los sistemas de almacenamiento que apoyan la red absorben selectivamente la electricidad cuando es inminente una alta inyección y la realimentan posteriormente. Esto reduce la necesidad de intervenciones y aumenta la seguridad del suministro. Para que los sistemas de almacenamiento en baterías respalden la red, deben instalarse donde esta se encuentre bajo una tensión especial. El control inteligente también es crucial, ya que garantiza que el sistema de almacenamiento reaccione en el momento oportuno y suministre energía de manera eficiente. Cuanto más grande y flexible sea el diseño de un sistema de almacenamiento, por ejemplo, con un tiempo mínimo de descarga de cuatro horas, mayor será su contribución al alivio de la red.
¿Por qué no existen actualmente incentivos efectivos para que las baterías de gran tamaño adopten un comportamiento respetuoso con la red?
El problema radica en el diseño del mercado eléctrico alemán. Alemania cuenta actualmente con una única zona de precios de electricidad con precios diarios uniformes. Esto significa que el precio de la electricidad en la bolsa es el mismo en toda Alemania, independientemente de si existen problemas de congestión de la red en una región específica. Los sistemas de almacenamiento de baterías y todos los demás participantes del mercado dependen de esta señal de precio uniforme en los mercados energéticos mayoristas y de equilibrio. La congestión de la red es simplemente invisible para ellos porque no existe una señal de precio que refleje los cuellos de botella regionales.
En este sistema, no existe ningún incentivo financiero para actuar de forma respetuosa con la red. Una instalación de almacenamiento en Schleswig-Holstein que carga durante fuertes vientos no lo hace porque exista un cuello de botella en la red, sino porque el precio de la electricidad a nivel nacional es actualmente bajo. Que este comportamiento sea, al mismo tiempo, respetuoso con la red es pura coincidencia. El estudio de Neon New Energy Economics examinó tres enfoques regulatorios para fortalecer un comportamiento respetuoso con la red. Una señal dinámica de precios de redespacho, que refleja la situación de la red cada 15 minutos, fue la que mejor funcionó. Dicha señal de precios genera el mayor valor añadido para la red y la menor pérdida de valor de mercado.
¿Qué papel juega el debate sobre las zonas de precios de la electricidad para el almacenamiento y redespacho de grandes baterías?
El debate en torno a la división de la zona de precios de la electricidad en Alemania ha cobrado considerable impulso en los últimos años y está directamente relacionado con los problemas del redespacho y el almacenamiento en baterías a gran escala. En el marco de su Revisión de las Zonas de Oferta, la Comisión Europea ha solicitado una revisión de las zonas de oferta europeas, proponiendo la división de Alemania en dos a cuatro zonas. Un estudio de Agora Energiewende y el Instituto Fraunhofer de Energía Eléctrica (IEE) concluye que un sistema de precios locales podría reducir significativamente los costes de redespacho y reforzar la seguridad del suministro. Ya en 2023, las señales de precios locales podrían haber reducido los costes de electricidad para empresas y hogares en una media de más de 6 € por megavatio-hora a nivel nacional.
Un breve informe de Neon Neue Energieökonomik, encargado por el proveedor de energía Enercity, estima que las rentas resultantes por cuello de botella en Alemania rondan los 2.000 millones de euros anuales si la red eléctrica se dividiera en cuatro o cinco zonas tarifarias. Sin embargo, un estudio de la Universidad Técnica de Múnich muestra que las diferencias de precio entre unas pocas zonas tarifarias de electricidad de gran tamaño son pequeñas y solo generan ahorros menores en los costes de redespacho. Por el contrario, la tarificación nodal específica para cada nodo conlleva una reducción significativa de los costes de redespacho y generales. Las señales de precios regionales serían de enorme importancia para los sistemas de almacenamiento de baterías a gran escala, ya que crearían, por primera vez, un incentivo económico para un comportamiento respetuoso con la red. No obstante, el nuevo gobierno alemán ha acordado en su acuerdo de coalición mantener la zona tarifaria unificada de electricidad por el momento.
¿Cómo se compensa económicamente a los operadores de planta durante una operación de redespacho?
Si el operador de la red ajusta la generación, el artículo 13a de la Ley de la Industria Energética Alemana (EnWG) regula la compensación de equilibrio y financiera al operador de la planta. El gestor del grupo de equilibrio del punto de inyección o de salida afectado tiene derecho a reclamar al operador de la red de transmisión que emitió la solicitud de ajuste de generación una compensación de equilibrio por la medida. Además, el ajuste de la generación de energía activa o reactiva debe recibir una compensación financiera adecuada. Una compensación financiera adecuada incluye los gastos necesarios para los ajustes de generación, el consumo prorrateado del valor de la planta y la pérdida de ingresos demostrada.
En junio de 2024, la Agencia Federal de Redes emitió una resolución para determinar la compensación financiera adecuada por las medidas de redespacho, de conformidad con el artículo 13a, apartado 2. El principio subyacente es que el operador de una central eléctrica renovable o convencional no debería sufrir desventajas económicas como resultado de las intervenciones de control. Se encuentra en la misma situación que si la intervención no se hubiera producido. Por ejemplo, si un parque eólico en el norte se cierra debido a una sobrecarga en la línea de transmisión hacia el sur, el operador debe recibir una compensación. Al mismo tiempo, otra central eléctrica en el sur debe producir más electricidad para satisfacer la demanda, lo que también genera costos.
¿Qué papel juegan los operadores de redes de distribución en el proceso Redispatch 2.0?
Hasta el 30 de septiembre de 2021, el redespacho era responsabilidad exclusiva de los cuatro operadores de sistemas de transmisión en Alemania. Con Redispatch 2.0, esto ha cambiado radicalmente. Los operadores de sistemas de distribución se han convertido en un pilar clave para la gestión de la congestión en la red eléctrica alemana. Deben identificar proactivamente los cuellos de botella en la red y, posteriormente, determinar, coordinar e implementar las medidas adecuadas, garantizando al mismo tiempo la seguridad de la red y del suministro. Esto les exige modelar sus redes en función de las cargas previstas y los estados previstos de la red. Para eliminar los cuellos de botella, los operadores de sistemas de distribución deben incluir todas las plantas de energía renovable, plantas de cogeneración (CHP) e instalaciones de almacenamiento con una capacidad de 100 kilovatios o más.
Esto representa una expansión significativa de sus responsabilidades actuales y requiere nuevos roles y procesos de mercado para responder a posibles cuellos de botella en tiempo real y con base en pronósticos. El aumento de los cuellos de botella en la red de distribución subraya la importancia de este desarrollo. La participación de la red de distribución en los volúmenes de redespacho para plantas de energía renovable aumentó del 20 % en 2023 al 26 % en 2024, una tendencia que probablemente continuará con la expansión de la generación descentralizada.
¿Cómo exactamente pueden los sistemas de almacenamiento de baterías a gran escala contribuir a reducir la congestión de la red?
Los sistemas de almacenamiento en baterías pueden intervenir con precisión cuando se producen cuellos de botella en la red. Cuando se genera demasiada electricidad, absorben energía y la liberan posteriormente, cuando aumenta la demanda. Los sistemas de almacenamiento a gran escala reaccionan en milisegundos, lo que los hace ideales para compensar de forma fiable las fluctuaciones de tensión, las inestabilidades de frecuencia o los picos de carga locales. Proporcionan energía de equilibrio y pueden prevenir apagones. Cada medida de redespacho evitada ahorra costes y evita que se desperdicie electricidad procedente de fuentes renovables.
En un escenario práctico, un sistema de almacenamiento de baterías a gran escala en el norte de Alemania puede cargarse selectivamente durante vientos fuertes, mitigando así el pico de inyección que, de otro modo, provocaría una sobrecarga de la red. Fraunhofer ISE analiza si los sistemas de almacenamiento de baterías a gran escala pueden operar de forma que respalden la red en ubicaciones específicas. Para ello, examina las series temporales de generación y carga de la subestación correspondiente, modela los flujos de energía resultantes y simula estrategias operativas que respalden la red. Además, el análisis examina si se han implementado medidas de redespacho en la ubicación específica en el pasado. Esto también presenta nuevas oportunidades para municipios, operadores de red y promotores de proyectos, ya que los sistemas de almacenamiento de baterías generan valor añadido local, reducen la tensión de la red y refuerzan la seguridad del suministro local.
¿Por qué los grandes sistemas de almacenamiento de baterías pueden convertirse en un problema para la estabilidad de la red?
El sistema eléctrico ha pasado de ser un sistema centralizado de control de centrales eléctricas a una coordinación de recursos descentralizados basada en datos. En este nuevo sistema, no solo importa la potencia de salida, sino también la integración en la arquitectura del sistema. Un sistema de almacenamiento de baterías a gran escala con enorme capacidad puede resultar problemático si opera únicamente en función de las señales del mercado, sin tener en cuenta la situación de la red local. Si varios sistemas de almacenamiento en una región desean inyectar energía a la red simultáneamente debido a los altos precios de la electricidad, esto puede causar o agravar los mismos cuellos de botella que se pretenden evitar.
Los sistemas de almacenamiento de baterías a gran escala, que operan principalmente según los mecanismos del mercado, pueden amplificar los picos de potencia locales mediante patrones desfavorables de carga y descarga, lo que aumenta la carga sobre los transformadores y las líneas de transmisión. El rápido crecimiento de estos sistemas puede agravar este problema. Con solicitudes de conexión a la red que ya superan los 200 gigavatios, es evidente que la coordinación de estos sistemas representa uno de los principales retos de los próximos años. El punto crucial es que la capacidad por sí sola no garantiza la inyección a la red. Cuando la estabilidad del sistema es esencial, el marketing debe quedar relegado a un segundo plano. Un sistema de almacenamiento que desee generar ingresos en el mercado debe aceptar que sus opciones de inyección a la red están limitadas por los límites físicos de la red y las decisiones de los operadores de la misma.
¿Cómo se ve el futuro de la gestión de cuellos de botella y qué significa Redispatch 3.0?
Si bien Redispatch 2.0 integra principalmente las instalaciones de generación en la gestión de la congestión, un desarrollo posterior hacia Redispatch 3.0 busca integrar aún más estrechamente las instalaciones de almacenamiento, los electrolizadores y las cargas controlables. El objetivo es una coordinación aún más precisa de la generación y el consumo mediante plataformas digitales y datos en tiempo real. El debate sobre las zonas de precios de la electricidad y las señales de precios locales desempeñará un papel crucial en este sentido. Si se logran crear incentivos regulatorios para un comportamiento respetuoso con la red, los sistemas de almacenamiento de baterías a gran escala podrían desempeñar un papel mucho mayor en la prevención de la congestión que en la actualidad. El estudio de Neon New Energy Economics concluye que una señal dinámica de precios de redespacho generaría el mayor valor añadido para la red, a la vez que minimizaría las pérdidas de valor de mercado.
Los avances tecnológicos respaldan esta tendencia: el coste de las baterías de iones de litio se ha reducido aproximadamente un 84 % en los últimos diez años, y la tendencia apunta hacia sistemas de mayor tamaño y mayor duración del almacenamiento. Si bien el proyecto de baterías promedio en 2022 seguía siendo un sistema de una hora, ahora predominan los sistemas de dos horas, y cada vez se utilizan más los de cuatro y seis horas. Para 2030, la capacidad de almacenamiento de los sistemas de baterías a gran escala en Alemania podría alcanzar los 57 gigavatios-hora, con una producción total de 15 gigavatios. A largo plazo, para 2050, es incluso posible alcanzar una capacidad de 60 gigavatios, o 271 gigavatios-hora. Con estas capacidades, el almacenamiento de baterías a gran escala podría convertirse en un instrumento clave para la gestión de la congestión, siempre que el marco regulatorio cree los incentivos adecuados.
¿Qué significa todo esto para la transición energética en su conjunto?
El sistema eléctrico alemán está experimentando una transformación fundamental. La transición energética ha transformado el sistema, anteriormente controlado centralmente, en una red altamente compleja de productores descentralizados, que requiere nuevos mecanismos de coordinación. Redispatch 2.0 es un componente clave de esta nueva coordinación, integrando a todos los actores relevantes en un sistema unificado de gestión de la congestión. Los sistemas de almacenamiento de baterías a gran escala son a la vez parte de la solución y una fuente potencial de nuevos desafíos. Pueden aliviar la congestión, proporcionar energía de equilibrio, integrar energías renovables y reducir la necesidad de expansión de la red. Al mismo tiempo, requieren una cuidadosa integración en la arquitectura del sistema para evitar convertirse en generadores de congestión.
Las palancas clave para el futuro residen en un mayor desarrollo del diseño del mercado eléctrico hacia señales de precios que revelen cuellos de botella en la red, en la expansión acelerada de la red, en la digitalización del control de la misma y en marcos regulatorios que premien el comportamiento respetuoso con la red. El sistema energético del futuro ya no estará controlado por unas pocas grandes centrales eléctricas, sino por la coordinación basada en datos de cientos de miles de recursos descentralizados, desde aerogeneradores y paneles solares hasta almacenamiento en baterías, electrolizadores y cargas controlables. Redispatch 2.0 ha sentado las bases para esta coordinación. Los próximos años demostrarán si los marcos regulatorios pueden seguir el ritmo de la dinámica del cambio tecnológico.
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