El año pasado, el Departamento de Energía de EE. UU. sugirió que el país debería intentar triplicar la escala actual de centrales eléctricas virtuales (VPP) para 2030. Esto ayudaría a hacer frente al rápido aumento de la demanda de electricidad, especialmente en los picos de demanda, a un costo menor que añadir estrictamente recursos de generación convencionales. Las VPP agregan y organizan recursos energéticos distribuidos (DER) como baterías, energía solar en tejados, vehículos eléctricos y termostatos inteligentes para equilibrar la oferta y la demanda de electricidad y prestar otros servicios de red que normalmente prestaría una central eléctrica convencional. Pero, a diferencia de una central eléctrica convencional, las empresas eléctricas no tienen que pagar los costos de capital de los DER, que suelen ser propiedad de los consumidores, y evitan los requisitos de suelo y las colas de interconexión de la transmisión. Según el DOE, si recurrieran más a las VPP, las empresas eléctricas podrían ahorrar unos 10,000 millones de dólares en gastos anuales. Estados Unidos tiene ya entre 30 y 60 gigavatios (GW) de capacidad de VPP, pero la mayor parte está en forma de recursos de respuesta a la demanda (DR). Los recursos de respuesta a la demanda suelen utilizarse como último recurso, sólo cuando la previsión de picos de demanda amenaza con eclipsar la oferta. En esos casos, los operadores de la red iniciarán un evento de RD para apagar aparatos no esenciales, como aires acondicionados y calentadores de agua residenciales, para disminuir la intensidad de la demanda máxima. La RD es un servicio importante de la red, pero la próxima generación de VPP promete ofrecer un valor mucho mayor a los operadores y planificadores de la red, así como a los propietarios de DER y a los esfuerzos de descarbonización. Las VPP de nueva generación se definirán por los beneficios adicionales que ofrezcan más allá de las limitadas capacidades de las VPP convencionales. Por ejemplo, el desempeño de las VPP convencionales es difícil de predecir. Una sola señal de despacho suele iniciar el evento para todos los DER del grupo. En el caso de la RD, el impacto en la demanda es inmediato, pero la cantidad y la duración de la reducción de la carga son inciertas. Además, los operadores de la red no tienen control sobre la forma de la carga a medida que los dispositivos comienzan a volver a conectarse. La falta de previsibilidad y control es la razón por la que las VPP sólo se utilizan hoy en día como último recurso para la RD. Con capacidades equivalentes a las de otros recursos del lado de la oferta, las VPP de próxima generación podrán ganarse y mantener la confianza de los operadores y planificadores de la red. Estos sistemas VPP avanzados evaluarán la disponibilidad de sus DER en función de los parámetros operativos del propietario. De este modo, las prioridades del propietario y las de los operadores de la red se equilibrarán de forma fluida y automática. 

Y, lo que quizá sea más importante, la próxima generación de VPP podrá proporcionar a la red una forma de carga constante y precisa de forma confiable durante un bloque de tiempo planificado. En la actualidad, la mejor forma que tienen los operadores de red de estimar lo que obtendrán de futuros eventos de RD es analizar los eventos de RD pasados. Pero, según la empresa de tecnología VPP Virtual Peaker, la próxima generación de VPP pronto ofrecerá evaluaciones en tiempo real de la capacidad DER disponible. Cuando un cliente opta por participar en un programa de la compañía eléctrica con un DER, como el almacenamiento en baterías residenciales, a menudo puede elegir cuánta capacidad de la batería quiere permitir que acceda la compañía eléctrica y durante cuánto tiempo. La próxima generación de software VPP integrará y analizará el impacto de estas preferencias del cliente sobre la disponibilidad. Además, estos VPP se comunicarán directamente con los DER para saber, por ejemplo, cuánta carga tiene una batería. También habrá visibilidad de la ubicación. Este tipo de conocimiento de la ubicación podría utilizarse para abordar las subestaciones con picos limitados a un nivel más granular. Predecir con precisión el desempeño de las VPP y sus DER agregados es posiblemente más importante que tener visibilidad en tiempo real de la capacidad disponible. La próxima generación de VPP incorporará el aprendizaje automático para predecir el desempeño de los DER agregados, basándose en los patrones de comportamiento de los clientes, las previsiones meteorológicas y otras variables relevantes. Si los planificadores de la red prevén que la demanda del día siguiente alcanzará su punto máximo a las 4 de la tarde, por ejemplo, su sistema VPP tendrá que decirles cuánta capacidad estará disponible a esa hora y durante cuánto tiempo. Las señales de control automatizadas y matizadas serán una característica clave de las VPP de nueva generación que ayudarán a los operadores y planificadores de la red a obtener la carga que esperan. Tras predecir el desempeño agregado de los DER, el software avanzado de VPP puede escalonar el inicio de eventos de forma granular entre los recursos de una VPP para garantizar un nivel de capacidad constante, haciendo que la VPP sea más confiable. Si la demanda vuelve gradualmente durante un evento iniciado, o el suministro de generación disminuye, la VPP es mucho más difícil de planificar y utilizar para las empresas de servicios públicos. La IA y el aprendizaje automático son esenciales para ofrecer un nivel granular de optimización del control dentro de los VPP. El control granular de los DER también promete ofrecer a los operadores soluciones más refinadas para hacer frente a las limitaciones de la red de distribución. Agrupando los DER por ubicaciones, pueden enviarse manualmente o mediante automatización para responder a las condiciones que surjan en la subestación o aguas abajo. 

La integración inteligente y sistémica de los DER pasará de ser importante a esencial a medida que más y más clientes en el borde de las redes de distribución adquieran VE y otros DER. Pero la necesidad de integración va más allá de la mera protección de los activos de distribución. Tras permanecer estable durante dos décadas, la demanda de electricidad en EE. UU. se está disparando, impulsada por el crecimiento de los centros de datos, la deslocalización de la fabricación y la electrificación del transporte y la calefacción. De 2025 a 2030, se añadirán a la red entre 20 y 90 GW de capacidad nominal de recarga de vehículos eléctricos al año. Es un gran reto para las empresas de servicios públicos. Pero, por otro lado, las baterías de los vehículos eléctricos también añadirán entre 300 y 540 GWh de capacidad de almacenamiento cada año, lo que puede ayudar a desplazar la demanda en el tiempo. Además, los termostatos inteligentes, los calentadores de agua y los DER no residenciales aportarán otros 5-6 GW de demanda flexible al año, y las baterías estacionarias otros 7-24 GWh al año. Mientras tanto, se espera que la energía solar distribuida y los generadores basados en combustibles aporten entre 20 y 35 GW de capacidad de suministro al año. Las VPP se utilizan desde hace décadas, y las empresas eléctricas pueden aumentar su capacidad en sus programas y aplicaciones actuales. A medida que lleguen las capacidades VPP de próxima generación, las empresas eléctricas podrán maximizar el valor operativo de los DER en sus redes, y los operadores ganarán la confianza necesaria para confiar en ellos en las aplicaciones cotidianas. El informe muestra Virtual Peaker, que es una plataforma de energía distribuida basada en la nube que permite a las empresas de servicios públicos modernas construir la red del futuro y cumplir los objetivos mundiales de descarbonización. Las suites de la plataforma SaaS de la empresa unifican todos los aspectos de la gestión DER, desde DERMS hasta el compromiso del cliente y la previsión de carga.

El informe discute cómo las plantas de energía virtuales de próxima generación (VPPs) pueden optimizar el valor operativo de los recursos energéticos distribuidos (DERs). El Departamento de Energía de EE. UU. sugiere que el país debería triplicar la escala actual de VPPs para 2030, lo que ayudaría a satisfacer la creciente demanda de electricidad, especialmente durante los picos de demanda, a un costo menor que la adición de recursos de generación convencionales. Las VPPs agregan y orquestan DERs como baterías, paneles solares en los tejados, vehículos eléctricos y termostatos inteligentes para equilibrar la oferta y la demanda de electricidad y proporcionar otros servicios a la red. A diferencia de una planta de energía convencional, las VPPs no requieren que las utilidades paguen los costos de capital de los DERs, que típicamente son propiedad de los consumidores. Las VPPs de próxima generación se caracterizan por beneficios adicionales más allá de las capacidades limitadas de las VPPs convencionales, incluyendo una mejor visibilidad, predictibilidad y control granular. Estas VPPs avanzadas evaluarán la disponibilidad de sus DERs basándose en los parámetros operativos del propietario, permitiendo equilibrar las prioridades del propietario y las de los operadores de la red de manera automática y sin interrupciones. Además, estas VPPs podrán proporcionar una forma de carga constante y precisa a la red durante un período de tiempo planificado. Esto permitirá a los DERs proporcionar un conjunto más amplio de servicios de generación y distribución a la red. La integración inteligente y sistemática de los DERs pasará de ser importante a esencial a medida que más clientes en los bordes de las redes de distribución adquieran vehículos eléctricos y otros DERs. Con la demanda de electricidad en EE. UU. aumentando debido al crecimiento de los centros de datos, la relocalización de la fabricación y la electrificación del transporte y la calefacción, las VPPs se presentan como una de las pocas opciones viables para mantener el suministro eléctrico. Las capacidades avanzadas de las VPPs, incluyendo el aprendizaje automático para predecir el rendimiento de los DERs y el control granular para optimizar la respuesta a las condiciones de la red, permitirán a los operadores de la red confiar en estos sistemas para aplicaciones diarias, maximizando así el valor operativo de los DERs.

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