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de los cogeneradores, debido a su respectivo consumo de
energía primaria. Entonces, una cogeneración podría generar
0.95 MW de calor y 1 MW de electricidad, quemando
2.3 MW de gas natural a un precio de € 32. Una caldera
eléctrica generaría los mismos 0.95 MW de calor alimentados
por 0.94 MW de electricidad a un costo medio de € 109
en el predespacho del mercado.
Los marcos normativos en diferentes países pueden afectar
profundamente la provisión de flexibilidad en términos
de la cantidad técnica que se puede ofrecer y los beneficios
económicos potenciales. Por ejemplo, la duración mínima
requerida para los productos de servicios de regulación de
frecuencia puede tener un impacto significativo en la cantidad
total de flexibilidad proporcionada, como se muestra
nuevamente en el caso de estudio de A2A Calore e Servizi
(ACS) en Italia. El servicio de mercado aFRR es uno de los
productos comercializados en este caso, y el cronograma
obtenido para la temporada de invierno se reporta en la
figura 6(a). La duración mínima asumida de aFRR es igual
a 1 h. Se eligieron tres hipótesis diferentes para evaluar el
impacto de las restricciones normativas con duraciones de
tiempo mínimas más altas. Los resultados se muestran en la
figura 6(b) para 2 h (líneas verdes), 3 h (líneas discontinuas
azules) y 4 h (línea naranja). La flexibilidad que se puede
ofrecer en las tres hipótesis, en comparación con la duración
de 1 h, es del 85 % para aFRR con una duración de 2 h, del
61 % para aFRR con una duración de 3 h y del 0 % para
aFRR con una duración de 4 h.
En los sistemas de calefacción urbana, al parecer, paradójicamente,
el potencial de flexibilidad era mayor en invierno
que en verano. En verano, la flexibilidad eléctrica es limitada
debido a una demanda de calefacción muy baja y la reducción
resultante de la flexibilidad térmica (de subida). Como
ejemplo, la figura 7 detalla la provisión de los siguientes servicios
de flexibilidad para ACS en invierno y verano: mFRR
de subida (UP) (barras verdes), mFRR de bajada (DW)
(barras azules), aFRR (barras simétricas amarillas), y FCR
(barras simétricas rosadas). En la figura 7, (a) se muestra que
en invierno, la flexibilidad se aprovecha casi por completo,
mientras que en (b), el aprovechamiento de la flexibilidad
es limitada durante el verano. En verano, la flexibilidad es
proporcionada por una caldera eléctrica (carga eléctrica) y
la reducción de la producción de calor. El aprovechamiento
del almacenamiento de calor también podría contribuir a la
flexibilidad del verano.
Maximización de la provisión de
flexibilidad por parte de la plataforma
de agregación
Si se desea evaluar las oportunidades comerciales, es fundamental
una investigación de la implementación de la flexibilidad
de MES en un entorno de mercado realista. Esto
implica simular el comportamiento de los participantes del
mercado, que está fuertemente influenciado por las incertidumbres
sobre la flexibilidad disponible y los precios en los
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próximos periodos de negociación. La plataforma de agregación
multienergética juega un papel central en la simulación
y está compuesta por varios procesos, que se describen en la
figura 8. La simulación consta de cinco pasos principales:
1) pronóstico de precios de mercado y la flexibilidad de
los recursos en el mercado de agregación
2) la optimización diaria de la estrategia de licitación del
mercado agregado y la generación de licitaciones para
flexibilidad en generación y consumo
3) emulación de mercado
4) la operación en tiempo real y el desglose de los puntos
de ajuste de los recursos del mercado
5) liquidación financiera y distribución de ingresos.
La simulación de agregación de MES y participación de
mercado se demostró en los estudios de caso antes mencionados,
arrojando los ingresos de MES esperados en los diferentes
mercados considerados para el despliegue de flexibilidad.
En particular, la herramienta de optimización MES incluyó
flexibilidad en las adquisiciones diarias y posteriormente
evaluó la flexibilidad de un MES basado en la programación
optimizada con un día de antelación. Los MES investigados
se evaluaron típicamente como parte de una cartera más
amplia de activos de flexibilidad. La flexibilidad de negociación
a nivel de cartera permite la provisión de capacidad
de respaldo para el producto de flexibilidad negociado y el
despacho dinámico de menor costo de los recursos dentro
de la cartera, lo cual es beneficioso en comparación con la
provisión de flexibilidad por unidades individuales. La cartera
típica consta de unidades cogeneradoras para suministros
industriales y comunitarios, generación hidroeléctrica
de filo de agua ya sea con y sin embalses, respuesta de la
demanda, conversión de energía a calor, grupos electrógenos
diésel, energía eólica y fuentes fotovoltaicas. Un MES contribuiría
entre un 20 % y un 40 % de la capacidad total de la
cartera, según el caso de estudio específico.
En términos de los principales hallazgos, al comparar los
costos marginales de la flexibilidad de bajada, es decir, el
aumento de la demanda o la disminución de la generación, el
cambio de otros combustibles (p. ej., gas) a la electricidad en
un MES resultó ser mucho más barato que la restricción a las
fuentes de generación renovable. Por ejemplo, sobre la base
de los precios de mercado de la electricidad y el gas en 2019
en Italia, el cogenerador investigado podría haber pagado
por la provisión de flexibilidad negativa un precio que era,
en promedio, hasta el 26.8 % del precio de predespacho del
mercado. Por el contrario, la limitación en la producción
a las plantas de generación renovables para proporcionar
la misma flexibilidad negativa habría provocado pérdidas
de generación. Dependiendo de las reglas vigentes para el
apoyo a la energía renovable y el mercado de flexibilidad, la
reducción de la generación se evaluaría en un rango que va
desde ningún costo adicional hasta el precio total de mercado.
En el contexto de un marco eficiente de operación del
mercado, tarifas de red e impuestos, un MES podría reducir
la necesidad de restringir la generación de energía renovable
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