Las sequías eólicas y solares tienen un mayor impacto en los precios que en la confiabilidad

Las sequías de larga duración de energía renovable variable (VRE, o eólica y solar) realmente no son tan largas, ni tan severas. Sin embargo, los precios de los puntos de electricidad son muy elásticos, por lo que debemos distinguir entre las implicaciones de las sequías para la confiabilidad y la implicación de los precios.

El siguiente análisis me lleva a pensar que los períodos continuos de 24 horas en los que la producción eólica y solar fue inferior al 66% del promedio ocurrirá solo aproximadamente el 6% del tiempo. Esa no es una sequía según los estándares de la lluvia. Apenas es una estación seca. Las sequías de lluvia pueden pasar por años.

Este artículo solo se centra en el viento y la energía solar de servicios públicos, utiliza las capacidades 2035 por la zona de energía renovable (REZ) asumida en el Plan del Sistema Integrado (ISP) 2024 para 2035, y luego aplica esas capacidades a los rastros meteorológicos del ISP.

Sobre esa base …

Hay menos del 0.5% de los días en que la producción eólica y solar estará por debajo del 66% de lo normal durante cuatro días o más seguido.

Incluso en esos días extremos, 8 gigavatios (GW) de energía despachable que se ejecuta continuamente durante una semana cubrirían el déficit, como se puede ver en la figura 10 a continuación. Ese es el tipo de evento que el gas de ciclo abierto o la generación de diesel puede cubrir, aunque incluso el combustible para eso probablemente necesitaría almacenamiento.

Por el contrario, podemos observar la frecuencia mucho más alta de bajas salidas durante cuatro y ocho horas.

No es la forma en que normalmente analizo las cosas, pero la siguiente trama es una forma de pensar en la oportunidad relativa establecida para baterías de cuatro y ocho horas. P5 es donde la producción por hora se encuentra en el 5% más bajo de las horas durante cuatro u ocho horas continuas. P40 es donde la salida está en el 40% más bajo de las horas durante cuatro u ocho horas continuas.

Es probable que los precios sean más altos para el P5 y el más bajo en esta trama para los eventos P40. Entonces, la trama da una idea de los probables eventos de alto precio. Para las baterías de 8 horas, hay muchas menos oportunidades para usar las ocho horas completas. Pero entonces las baterías de 8 horas tienen costos unitarios mucho más bajos que las baterías de 4 horas.

El almacenamiento de larga duración es más barato, porque sacrifica la energía por un costo más bajo

El almacenamiento a menudo se divide en clases de duración corta, media y larga. La duración se define como la cantidad de almacenamiento/potencia (velocidad máxima) a la que se puede entregar o cargar.

En general, cuanto más larga sea la duración del almacenamiento, más barata es sobre una base de energía. El barato viene porque, por definición, el almacenamiento de larga duración solo se puede entregar o recargar lentamente. El barato se produce porque el poder se sacrifica durante la duración.

Medido de manera potencial, es probable que un sistema de almacenamiento de larga duración sea más costoso que un sistema de corta duración. Al precio de hoy, 2 GW de baterías de 4 horas costarían no más de $ 3.2 mil millones, en comparación con el costo nevado de 2 de $ 12 mil millones. Se pueden construir y conectarse 2 GW de baterías de 4 horas en 18 meses.

Sospecho que se podrían hacer 2 GW de baterías de 8 horas por menos de $ 5 mil millones, por lo que necesitaría mucho convencer sobre el valor de esa duración adicional antes de que quisiera gastar cuatro veces el dinero y tener una eficiencia de ida y vuelta mucho más baja.

Para el hidroeléctrico bombeado, el costo total del almacenamiento se divide entre la potencia de bombeo o generación, la capacidad del túnel y el tamaño de las presas.

Las presas tienen una economía en ese volumen crecen a 2/3 del cubo del radio. Así que expandiendo el radio por, por ejemplo, 2 metros agrega cerca de 6 metros cúbicos de almacenamiento.

Sin embargo, en la práctica de Hydro bombeado, esta ventaja debe compensarse con el hecho de que necesita dos presas, además de la carrera o túneles necesarios para circular el agua hacia arriba y hacia abajo. De hecho, hay muchas otras desventajas.

Para las baterías de litio, el costo total divide entre el costo de los inversores y el costo de las celdas. Cada celda de una clase dada tiene el mismo costo que cualquier otra celda. La economía se produce porque usa menos inversores y pones las células en paralelo en lugar de en serie.

Una vez más, el punto es que para obtener un costo más bajo para una cantidad dada, debe sacrificar el poder.

Datos y métodos

El operador de mercado de la energía de Australia (AEMO) proporciona 12 años de referencia de Trasas eólicas y solares. Ese conjunto de datos proporciona la salida (factor de capacidad por cada 30 minutos) para una turbina eólica estandarizada o una granja solar estandarizada de 1 MW por cada Rez por cada media hora por un período de avance de 34 años.

Eso agrega hasta aproximadamente 2.500 millones de puntos de datos. No es algo que quieras abrir en Excel, necesariamente.

Aunque podría haber trabajado solo con los datos meteorológicos, decidí usar capacidades modeladas AEMO instaladas y, por lo tanto, habilitando el cálculo de la salida de energía bruta para cada una de esas media hora.

Para hacerlo, utilicé las capacidades eólicas y solares que se instalaron al comienzo de 2035 en el ISP de 2024. AEMO proporciona esos datos. Esto tiene la ventaja de ser:

– Práctico, AEMO solo instala eólica o solar en algunos Rezs, donde obviamente modelan para tener la transmisión disponible; y

– Es la capacidad requerida, con la otra generación, es decir, la azotea, la hidroeléctrica, las baterías, el gas, para mantener las luces encendidas;

– Para 2035 en el escenario de ISP central prácticamente no queda carbón.

Entonces, para cada uno de los 12 años de referencia, durante 34 años calendario (408 años de muestra) de pronóstico, con cada año de referencia que se desarrolla de 2021 a 2055. Cada uno de los 34 años de cada año de referencia tiene 17,520 media hora en el año. Y para cada una de esas media hora tenemos 34 Rezs.

El código toma el viento y la capacidad solar en cada Rez y se multiplica por el factor de capacidad para esa media hora en ese Rez. Por supuesto, esto no permite la reducción física o económica o los factores de pérdida marginal (MLF).

La salida real si esta capacidad se instalara sería menor. Por otro lado, se excluye la energía solar en la azotea, al igual que todas las otras formas de generación. Se trata solo de eólico y solar.

Resultados generales y perfil

Hay muchas visualizaciones en esta sección. Comencemos con la forma en que el estado instala la capacidad eólica y solar en 2035 en el escenario central ISP 2024. Es este conjunto de capacidades que se usan en todas las demás parcelas.

Quizás el punto más obvio es cuánto se instala en Queensland. Eso es lo que los Queenslanders están actualmente cortando sus narices para que sus caras sean. Una oportunidad de ser líder.

Entonces, el ISP de 2024 estaba dominado por el viento, pero también incluido, porque es la política del gobierno victoriano, un viento en alta mar. Y debido a que los factores de capacidad de la energía solar son menos que el viento, aproximadamente el 70% del VRE a escala de servicios públicos es de viento.

Y luego, esta es la salida expresada como un índice durante el año, que también muestra las líneas P5 y P95. P5 significa que el 5% de las observaciones son menores que esa línea, p95 que el 95% de las observaciones son menores que la línea. Los datos se suavizaron un poco para hacer el mensaje, ya que es más obvio.

Y podemos ver el día promedio que tendrá una forma muy familiar.

La salida es realmente estable, mes a mes, y eso se debe a que Queensland proporciona una línea de base muy estable. El viento es la trama media de los tres. Nuevamente, tenga en cuenta que todas estas parcelas excluyen la azotea.

Finalmente, en esta sección general podemos ver la distribución de la producción y está lo suficientemente cerca para el jazz como una distribución normal

Variabilidad y sequías

En comparación con la lluvia, no hay sequías. Las sequías de lluvia pueden continuar durante años. El sol brilla todos los días. Podemos reorganizar la salida para mostrar percentiles de promedios diarios, semanales y mensuales. Al igual que P5 y P95, estas parcelas muestran el porcentaje de días o semanas donde la producción es menor que el percentil XTH.

He mostrado este gráfico como un índice, P50 para cada serie es la mediana, no la media.

Mensualmente no hay mes en el que la producción sea inferior al 80% de la mediana.

¿Qué pasa con estos famosos meses de invierno fríos de los que escuchamos tanto? Bueno, esta trama captura todas las secuencias de un día, o más, donde la producción estaba en el 10% más bajo de los días.

Tenga en cuenta que el punto de corte del 10% todavía tiene salida en aproximadamente 2/3 de salida promedio, es decir, la salida de umbral de P10 durante un día es 443 gigavatios-hora (GWH), que es aproximadamente el 68% de la salida del día promedio. Abajo, pero lejos de cero. Usando ese umbral, una sequía de cuatro días o más ocurre aproximadamente al 0.5% del tiempo.

Si agregamos la salida de las sequías de cuatro días y más largas, podemos comparar el día promedio de una sequía extrema con el día promedio en todo el set.

Mi conclusión de esta última trama es que se requieren alrededor de 8 GW de capacidad de reserva capaz de operar durante una semana. Por supuesto, no es tan simple, pero proporciona una dimensión de tamaño visible.

Pensamientos comerciales y de planificación

Junio, julio y agosto son menos predecibles que otros meses. Entonces, si usted es un comerciante, desea considerar su inconveniente, así como la ventaja.

También me parece, y no soy un comerciante, que entre marzo y septiembre hay más momentos en que el número llega por debajo del promedio de lo que hay momentos en los que llega arriba. Esto puede significar que ser corto en esos meses será principalmente una estrategia rentable, pero corre el riesgo de estar completamente equivocado.

Suplemento: cómo los meteorólogos definen sequías

Basado en umbral (porcentaje de normal)

Una definición simple y comúnmente utilizada implica comparar la precipitación observada con un promedio a largo plazo. Una sequía ocurre cuando La precipitación cae por debajo de un porcentaje definido de ese promedio durante un período específico.

• Ejemplo: La precipitación es menor que 75% de la media de 30 años durante un período de 3 meses.
• El umbral porcentual y la escala de tiempo pueden variar según la región o la aplicación.

Basado en la duración

Una sequía a menudo se define como una duradera período mínimocomo varias semanas o meses.

• Ejemplo: No hay precipitaciones significativas para Al menos 14 días consecutivos.

SPI (índice de precipitación estandarizado)

• Basado puramente en los datos de precipitación.
• Convierte la lluvia en una distribución normal estandarizada.
• Se puede calcular durante períodos de 1, 3, 6 y 12 meses para capturar sequías a corto y largo plazo.

Clasificación:

• SPI <-1.0 → sequía moderada
• SPI <-1.5 → sequía severa
• SPI <-2.0 → sequía extrema

Déficit de lluvia (anomalía)

Un método simple pero efectivo es mirar el déficit de lluvia:

Déficit = lluvia media – lluvia real

Este método ayuda a estimar déficit acumulativo durante un período de tiempo definido.

Ya sea para lluvia, viento o energía solar, puede definir una sequía utilizando varios atributos clave:

Umbral: lluvia <75% del promedio a largo plazo
Duración: al menos 2 semanas continuas
Gravedad: SPI <-1.5 o déficit acumulativo grande
Frecuencia: número de sequías por temporada o año
Recuperación: tiempo necesario para volver a niveles promedio o normal