Crédito de capacidad

El crédito de capacidad ( CC , también valor de capacidad ^{[ 1 ]} o factor de reducción de capacidad ^{[ 2 ]} ) es la fracción de la capacidad instalada de una central eléctrica que puede utilizarse en un momento dado (normalmente durante una sobrecarga del sistema), ^{[ 3 ]} frecuentemente expresada como un porcentaje de la capacidad nominal . Una central eléctrica convencional ( despachable ) puede suministrar electricidad a plena potencia siempre que disponga de suficiente combustible y esté operativa, ^{[ 1 ]} por lo que el crédito de capacidad de dicha central es cercano al 100%; es exactamente el 100% para algunas definiciones del crédito de capacidad (véase más adelante). ^{[ 4 ]} La producción de una central de energía renovable variable (ERV) depende del estado de un recurso natural no controlado (normalmente el sol o el viento), por lo que una central ERV mecánica y eléctricamente en buen estado podría no ser capaz de generar a la capacidad nominal (ni a la capacidad nominal ni al nivel del factor de capacidad ) cuando sea necesario, ^{[ 1 ]} por lo que su CC es mucho menor que el 100%. El crédito de capacidad es útil para una estimación aproximada de la potencia firme que un sistema con generación dependiente del clima puede proporcionar de manera confiable. ^{[ 5 ]} Por ejemplo, con un crédito de capacidad de energía eólica bajo, pero realista (cf. Ensslin et al. ^{[ 6 ]} ) del 5 %, se necesitan agregar 20 gigavatios (GW) de energía eólica al sistema para retirar permanentemente una planta de combustible fósil de 1 GW manteniendo la confiabilidad de la red eléctrica al mismo nivel.

Hay algunas definiciones similares del crédito de capacidad: ^{[ 1 ] [ 7 ]}

• La capacidad efectiva de carga ( ELCC ) define el valor de capacidad como la carga adicional que se puede agregar al sistema una vez que se agrega la planta sin degradar un índice de confiabilidad elegido (generalmente la probabilidad de pérdida de carga ). ^{[ 7 ]} A diferencia de la CC adimensional, la ELCC se expresa en unidades de potencia ( megavatios ). Los reguladores de California, en sus cálculos de adecuación de recursos , utilizan un término diferente, capacidad calificada ( QC ). Para una planta despachable, la QC se autoevalúa y puede llegar hasta la potencia máxima de la unidad. ^{[ 8 ]} Para la energía eólica y solar, la QC se basa en un modelo ELCC; ^{[ 9 ]} para la cogeneración , la energía de biomasa , la energía hidroeléctrica y la energía geotérmica , se utiliza el historial de producción. ^{[ 10 ]} La capacidad calificada neta ( NQC ) es similar a la QC, excepto que tiene en cuenta la conexión del generador a la red, para grandes plantas generadoras,${\displaystyle NQC=QC}$; ^{[ 11 ]} Las métricas ELCC fueron introducidas por Garver en 1966. ^{[ 12 ] [ 7 ]}
• La capacidad convencional equivalente ( ECC ) compara la potencia adicional de una nueva planta con la de una planta de energía convencional ^{[ 7 ]} y representa directamente la cantidad de capacidad de generación convencional que puede ser reemplazada por una planta VRE manteniendo el valor del índice de riesgo. Una métrica similar, que compara la contribución de la planta con la de una planta perfecta siempre disponible a plena capacidad, se denomina capacidad firme equivalente o EFC ; ^{[ 13 ]}
• El percentil de disponibilidad en el período pico define el valor de capacidad calculando la capacidad en el percentil del peor caso elegido (por ejemplo, el 5.º más bajo) de la distribución de energía durante los momentos de máxima demanda.

El crédito de capacidad puede ser mucho menor que el factor de capacidad (CF): en un escenario poco probable, si el momento más riesgoso para el sistema eléctrico es después de la puesta del sol, el crédito de capacidad para la energía solar sin almacenamiento de energía acoplado es cero independientemente de su CF ^{[ 3 ]} (en este escenario, todas las centrales eléctricas convencionales existentes tendrían que conservarse después de que se agregue la instalación solar). De manera más general, el CC es bajo cuando las horas del día (o estaciones) de la carga máxima no se correlacionan bien con las horas de alta producción de energía. ^{[ 14 ]} Ensslin et al. ^{[ 6 ]} informan valores de CC eólicos que van desde el 40% hasta el 5%, con valores que disminuyen con el aumento de la penetración de la energía eólica .

Para penetraciones muy bajas (pocos por ciento), cuando la probabilidad de que el sistema se vea obligado a depender de la VRE en horas pico es insignificante, el CC de una planta VRE es cercano a su factor de capacidad. ^{[ 6 ]} Para penetraciones altas, debido a que el clima tiende a afectar a todas las plantas de tipo similar al mismo tiempo y de la misma manera, y la probabilidad de un estrés del sistema durante condiciones de poco viento aumenta, ^{[ 15 ]} el crédito de capacidad de una planta VRE disminuye. Una mayor diversidad geográfica de las instalaciones VRE mejora el valor del crédito de capacidad, suponiendo una red que pueda soportar toda la carga necesaria. ^{[ 6 ]} Aumentar la penetración de un recurso VRE también puede resultar en aumentar el CC para otro, por ejemplo, en California, el aumento de la capacidad solar, con un CC incremental bajo, que se espera sea del 8% en 2023 y que disminuya al 6% para 2026, ^{[ 16 ]} ayuda a desplazar la demanda máxima de otras fuentes más tarde en la noche, ^{[ 17 ]} cuando el viento es más fuerte, por lo tanto, se espera que el CC de la energía eólica aumente del 14% al 22% dentro del mismo período. ^{[ 16 ]} Un estudio de 2020 sobre ELCC realizado por empresas de servicios públicos de California recomienda valores aún más pesimistas para la energía fotovoltaica: para 2030 el ELCC de la energía solar será "casi cero". ^{[ 18 ]} Las órdenes de la Comisión de Servicios Públicos de California de 2021 y 2023 pretenden agregar para 2035 capacidad adicional de generación renovable con NQC de 15,5 GW y capacidad nominal de 85 GW, ^{[ 19 ]} lo que implica que el NQC planificado para energías renovables (una combinación de energía solar y eólica), combinado con energía geotérmica , baterías, almacenamiento a largo plazo y respuesta a la demanda será de 15,5/85 = 18%.

En algunas zonas, la demanda máxima está impulsada por el aire acondicionado y se produce en las tardes y noches de verano, ^{[ 14 ]} mientras que el viento es más fuerte por la noche, siendo el viento marino el más fuerte en invierno. ^{[ 20 ]} Esto da como resultado un CC relativamente bajo para tales ubicaciones potenciales de energía eólica: por ejemplo, en Texas, un promedio previsto para el viento terrestre es del 13 % y para el viento marino es del 7 %. ^{[ 21 ]}

En Gran Bretaña , la contribución solar a la suficiencia del sistema es pequeña y se debe principalmente a escenarios en los que el uso de energía solar permite mantener el almacenamiento de baterías completamente cargado hasta más tarde en la noche. ^{[ 22 ]} El National Grid ESO sugirió en 2019 la planificación para la siguiente reducción de capacidad basada en EFC: ^{[ 23 ]}

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