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se han visto reducidos en un periodo seleccionado. El color
rojo significa que aún se pueden conectar proyectos nuevos
de generación renovable, pero que tienen un mayor riesgo de
sufrir restricciones si lo hacen. Por ejemplo, los generadores
renovables situados en las zonas de color rojo oscuro de la
figura 2 sufrieron restricciones durante más de 16,000 h en
2022. El color verde significa que no ha sido necesaria ninguna
restricción en esa área.
Los GRD alemanes solían restringir las energías renovables
en tiempo real a costa de la pérdida de ingresos de
estos generadores en virtud del llamado régimen de gestión
de la alimentación a la red. En octubre de 2021, este régimen
se sustituyó por el Redispatch 2.0. Para ser más precisos, la
congestión se gestiona ahora mediante un proceso basado
en la programación que contiene varios bucles de validación
entre los GRD y los gestores de redes de transmisión (GRT)
y finaliza 15 minutos antes de la hora real. Todos los generadores,
como las energías renovables, las centrales combinadas
de calor y electricidad, las unidades convencionales y las
instalaciones de almacenamiento, con una capacidad instalada
superior a 100 kW deben prestar servicios de gestión de
la congestión. Para garantizar la rentabilidad, los operadores
del sistema seleccionan los generadores en función de sus
costos imputados, que tienen en cuenta el impacto técnico
del generador en el problema de la congestión y la prioridad
de alimentación de las energías renovables. Una última diferencia
es que los operadores del sistema tienen que compensar
la pérdida de ingresos de los generadores y los costos de
desbalance de su parte responsable del balance.
En muchos otros países europeos, la congestión de las
redes de distribución está aún lejos de ser una preocupación
para las partes interesadas. Sin embargo, las lecciones
aprendidas de países como los mencionados revelan que la
congestión puede convertirse rápidamente en un problema en
determinadas zonas, cogiendo desprevenidos a los GRD. Las
decisiones de los usuarios de la red de invertir en generación
renovable, construir un centro de datos nuevo o cambiar a
un VE son más rápidas que los procesos típicos de planificación
y ejecución de la expansión de la red. Este problema
ya es bien conocido en las redes de transmisión, y lo mismo
está ocurriendo ahora a nivel de distribución. La principal
diferencia es que incluir las restricciones de la red en los
algoritmos de fijación de precios del mercado es más difícil
para la distribución que para la transmisión. Por ejemplo, la
comunidad IEEE ya ha trabajado en modelos teóricos para la
fijación de precios marginales de localización de la distribución.
Pero estos enfoques aún no se consideran una solución
real para gestionar la congestión en las redes de distribución.
¿Prevemos más congestión en
las redes de distribución o necesitamos
una mejor planificación para evitarla?
Durante más de una década se han debatido públicamente
los planes europeos de inversión en transmisión. Estos planes
nacionales se elaboran con metodologías estandarizadas
y se coordinan mediante una estrategia paneuropea. Este
ejercicio, que encabeza la Red Europea de GRT de Electricidad
(ENTSO-E, por sus siglas en inglés), se denomina Plan
Decenal de Desarrollo de la Red. El plan, que se actualiza
y mejora cada dos años, ha sido un impresionante logro de
armonización y colaboración entre muchos países.
En las dos primeras décadas de reformas del mercado
eléctrico, la congestión de las redes de distribución no ha sido
un problema. Pero recientemente se ha puesto de manifiesto
Periodo de restricción total en 2022:
Sin datos
0 h
1-800 h
800-1,600 h
1,600-2,500 h
figura 2. Mapa de congestión de la red en Alemania. (Fuente: Schleswig-Holstein Netz https://www.netzampel.energy/
shnetz/historical).
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