Cómo aumentar las posibilidades de adjudicación en concursos de capacidad a los nudos de la red de transporte

La salida a concurso público del nudo de transición justa de Mudéjar para la adjudicación de nuevos parques de generación ha despertado un gran interés general en el sector promotor eléctrico. Dicho concurso valora las propuestas según un baremo establecido por Red Eléctrica de España (REE) y donde se incluyen criterios técnicos y socioeconómicos para el desarrollo zonal.

La consultora independiente de ingeniería eléctrica para plantas eólicas y fotovoltaicas SIG analiza para pv magazine los principales aspectos que considera relevantes en ambos sentidos, pues no solo es necesario conocer los aspectos técnicos de las subastas, sino también conocer los requisitos de red, las herramientas de análisis técnico-económico, conocer la realidad social de cada zona y disponer de canales de comunicación con los fabricantes hablando su propio idioma.

“Las posibilidades de adjudicación pueden aumentar dependiendo de algunos aspectos de la propuesta, la cual, a su vez, ha de estar basada en un diseño rentable y sostenible, tanto al inicio del proyecto como con el paso de los años”, explican desde la consultora, de cara a la próxima salida a concurso público de otros nudos.

Desde una perspectiva netamente técnica, REE muestra una inclinación definitiva por la hibridación con sistemas de almacenamiento energético, así como con compensadores síncronos. Esta línea de desarrollo se alinea con la de la mayoría de países con una importante penetración de energía renovable y, especialmente, en países y regiones cuya estructura de la red es muy extensa o con grados de interconexión bajos, tales como Reino Unido, Australia, EE UU, etc.

Los sistemas de almacenamiento ofrecen a futuro una mayor controlabilidad y predictibilidad del sistema de generación en conjunto. Mientras que los compensadores tendrían como objetivo paliar o incluso evitar la continua pérdida de fortaleza e inercia de la red asociada al reemplazo de la generación síncrona por generación renovable. Evidentemente, el futuro próximo presenta incertidumbres respecto del mejor mix tecnológico debido a la continua evolución de las soluciones electrónicas de potencia, donde los sistemas de generación de tipo grid following, tecnología actual, puede adaptarse a enfoques de tipo grid forming, donde la electrónica de potencia emula la generación síncrona convencional. Esto reduciría la tendencia de reducción de fortaleza e inercia en el sistema.

Además, existen soluciones puramente electrónicas como los STATCOM que también pueden incluir almacenamiento, inercia virtual, etc. Sea como sea, en este momento se abren nuevas necesidades complementarias a la generación renovable de los últimos años que deben analizarse y compararse, tanto desde una perspectiva técnica como económica y, lógicamente, atendiendo tanto al CAPEX como al OPEX de cada solución.

El baremo del nudo de Mudéjar ha centrado la valoración técnica en hasta 20 puntos, mientras la socioeconómica en hasta 55, asunto que se abordará posteriormente. Desde el punto de vista técnico, el almacenamiento que se proponga debe cubrir entre un 3 y un 5% de la potencia nominal del parque y ser capaz de dar suministro durante 2 horas. Además, se valoran también otros aspectos complementarios que pueden significar una importante ventaja a la hora de presentar propuestas.

En particular, se demandan capacidades aumentadas de amortiguamiento de la potencia, tipo PSS o POD, en rangos de baja frecuencia (0.1 a 2.5 Hz). También mayores capacidades de potencia reactiva a las que establece la NTS. Así como mejoradas capacidades para soportar huecos y sobretensiones, y finalmente, una mayor maniobrabilidad en el control automático de la potencia generada. Algunos de estos servicios extra pueden verse facilitados mediante la hibridación de las plantas de generación solar o eólica con sistemas de almacenamiento y/o SINCON. Sin embargo, son quizá los sistemas de almacenamiento los que requieren una mayor atención a la hora de definirlos, especialmente debido a las múltiples opciones. En sistemas fotovoltaicos, una primera cuestión a resolver es dónde resulta más conveniente ubicar el almacenamiento, ¿como una solución paralela conectada en el lado AC del parque?¿O como soluciones distribuidas en el lado DC de los matrices de conexión fotovoltaica? Ambas opciones son hoy en día una realidad tecnológica disponible comercialmente. Las soluciones AC son más generales y válidas para hibridar con cualquier generación, sea solar o eólica, y requieren de una integración en la gestión del parque que realizan los PPC (controles de planta), mientras que la solución DC simplifica muchos aspectos en este sentido, recayendo aspectos funcionales sobre los propios inversores fotovoltaicos para una mejor integración. No obstante, las soluciones DC requerirán una reserva de espacio en las inmediaciones de cada Power Station para instalar los nuevos convertidores y contenedores de stacks de baterías, asunto que no debe obviarse y sí considerarse desde el inicio del proyecto.

Como puede entenderse, en los últimos años ha habido una fuerte apuesta comercial por parte de muchos fabricantes especializados, ofreciendo soluciones similares y, al mismo tiempo, con grandes diferencias tanto técnicas como en coste. A la hora de abordar un nuevo diseño es importante tener una visión clara de qué soluciones en almacenamiento hay disponibles, qué fabricantes, qué tipo de solución se ajusta mejora a cada necesidad, qué dimensiones cubren, qué características de control ofrecen, qué respuesta dinámica ante eventos, qué garantías aseguran respecto al envejecimiento de las baterías, qué costes tienen, y un largo etc. Toda esta información habrá que elaborarla para estimar la puntuación que se podrá lograr en las nuevas subastas por venir. Y para asegurar un buen ejercicio económico, cada una de las distintas propuestas factibles deberá analizarse desde una perspectiva de proyecto global, lo que recomienda incluir algunos estudios de integración en red, así como análisis de rentabilidad. Esta visión holística de las posibles soluciones permite comparar y decidir con mayor criterio.

Además de las soluciones de almacenamiento, también se valoran positivamente las propuestas que incluyan sistemas SINCON. La introducción de estos sistemas puede permitir además ampliar la potencia nominal instalada. En esencia, este aumento dependerá del índice de potencia ponderado asignado al nodo, WSCR (entre 6 y 10), y la potencia de cortocircuito del SINCON propuesto. Sin embargo, deben cuidarse las características técnicas de estos sistemas. Un adecuado diseño de SINCON no sólo ofrecerá mayor fortaleza e inercia al sistema, sino que puede contribuir al control de la tensión, relajando a otros actores. Su respuesta dinámica ante eventos debe ser enérgica inyectando corriente de cortocircuito, sin embargo, es recomendable analizar posibles interacciones con otros elementos cercanos al menos mediante adecuados modelos de simulación.

Tal como se adelantó, cada propuesta deberá incorporar un proyecto socioeconómico de desarrollo sostenible para la zona. Donde se deben detallar propuestas de innovación, integración social, emprendimientos sostenibles, etc. Para poder aportar un valor real y creíble, será necesario conocer la realidad social de la zona y contar con agentes experimentados en estos proyectos de desarrollo. Desde SIG vemos además importante que el proyecto técnico y socioeconómico tengan elementos de relación entre sí. Por ejemplo, aquellas propuestas que fomenten el uso de materiales producidos en la zona, que integren los sistemas de generación con otros agrarios/ganaderos compatibles, que se ubiquen de forma respetuosa con el medio ambiente o zonas reservadas locales, etc. lograrán una mejor valoración.