Los programas piloto VPP llevan años funcionando en Estados Unidos. El mercado está madurando y la tecnología compite con las centrales eléctricas centralizadas como alternativa de bajo coste que beneficia tanto a la red como a los usuarios finales.
Una VPP es una agregación virtual de recursos energéticos distribuidos (DER) a pequeña escala, como energía fotovoltaica, almacenamiento de energía, cargadores de vehículos eléctricos y dispositivos que responden a la demanda, como calentadores de agua, termostatos y electrodomésticos. La tecnología VPP ha demostrado ser muy prometedora para sustituir a las centrales de gas natural en las redes, ofreciendo capacidad adicional en los momentos de máxima demanda de electricidad.
En la última década, Estados Unidos ha gastado más de 120.000 millones de dólares en 100 GW de nueva capacidad de generación, principalmente para la adecuación de recursos. Un estudio de la consultora Brattle Group, con sede en Boston, calcula que las empresas de servicios públicos podrían ahorrar 35.000 millones de dólares de aquí a 2033 centrándose en las VPP para la capacidad de pico.
“Al desplegar los activos de la red de forma más eficiente, la agregación de recursos distribuidos reduce el coste de la energía para todos, especialmente para los participantes en VPP”, afirma Jigar Shah, director de la Oficina de Programas de Préstamos del Departamento de Energía de Estados Unidos.
El estudio de adecuación de recursos de 400 MW de Brattle Group tenía en cuenta una empresa eléctrica con 1,7 millones de clientes residenciales. La empresa eléctrica tenía 5,7 GW de demanda máxima bruta y 3,6 GW de demanda máxima neta procedente de recursos solares y eólicos. Su objetivo era generar la mitad de su electricidad a partir de energías renovables para 2030. Según el estudio, el uso de centrales VPP sería entre un 40% y un 60% más barato que otras alternativas, como las centrales de gas y las baterías de red.
El Brattle Group calcula que el despliegue de 60 GW de VPP podría satisfacer las necesidades de recursos de Estados Unidos hasta 2033 por entre 15.000 y 35.000 millones de dólares menos que el coste de las alternativas. Ese nivel de despliegue de VPP también podría proporcionar más de 20.000 millones de dólares en beneficios de emisiones y resiliencia a lo largo de la década.
“Las VPP hacen más que proporcionar descarbonización y servicios de red: cada vez más ofrecen a los operadores de red una alternativa a gran escala y de calidad de servicio público a la nueva generación y a la construcción de sistemas, a través de la eficiencia automatizada, el apoyo a la capacidad y las alternativas no cableadas”, afirma Shah.
Proyecto Hestia
La Oficina de Programas de Préstamos del DoE ha apoyado a las VPP, proponiendo recientemente un préstamo condicional de 3.000 millones de dólares al proveedor de energía como servicio Sunnova para desplegar su “Proyecto Hestia” en todo el país. El plan pretende aumentar el acceso a la energía solar y a los servicios VPP para las comunidades desfavorecidas que, de otro modo, no podrían obtener préstamos para energía solar residencial. Sunnova recibirá flujos de caja indirectos y parcialmente garantizados por los préstamos que respalden las cuentas de los clientes.
Los hogares elegibles deberán utilizar el sistema de gestión energética de Sunnova, accesible a través de teléfonos inteligentes u otros dispositivos electrónicos. El sistema recomendará comportamientos de respuesta a la demanda, lo que permitirá a los clientes reducir los costes energéticos al tiempo que ayudan a equilibrar la red durante los picos de demanda.
Si se emite, el paquete del DoE apoyaría la concesión de préstamos para energía solar, almacenamiento y otras tecnologías domésticas adaptables de Sunnova con capacidad VPP. Las garantías podrían impulsar hasta 5.000 millones de dólares en originación de préstamos, ahorrando en intereses y reduciendo el coste medio ponderado del capital.
“El proyecto Hestia haría posible una inversión histórica del sector privado en comunidades estadounidenses desfavorecidas y en infraestructuras energéticas”, afirma William J. Berger, Consejero Delegado de Sunnova.
Vientos de cola del mercado
Las cambiantes condiciones del mercado de Estados Unidos están impulsando aún más la adopción de VPP. Los 369.000 millones de dólares de gasto en clima y energía de la Ley de Reducción de la Inflación incluyen muchos requisitos para servir a las comunidades energéticas: comunidades desfavorecidas cruciales para una transición energética equitativa. Los proyectos en comunidades energéticas designadas pueden optar a un 10% adicional de crédito fiscal a la inversión, que complementa el crédito base del 30% para proyectos de energías renovables.
Otros estados están empezando a seguir los pasos de California en la reducción o eliminación de la medición neta de la energía (NEM), un mecanismo de tarifas fundamental en el lanzamiento del mercado solar residencial de Estados Unidos. Las antiguas tarifas NEM ofrecían a los clientes el valor minorista completo por cada kilovatio-hora de electricidad inyectado a la red. La tarifa NEM 3.0 de California básicamente elimina el valor de la energía exportada y otros estados seguirán su ejemplo. Los instaladores de energía solar han advertido de que esto podría dar lugar a un mercado basado en el autoconsumo a partir de baterías, con la consiguiente deserción de la red, que ayudaría poco a la flexibilidad de la red. Las VPP, sin embargo, ofrecen servicios de red como la respuesta a la demanda, la reducción de picos de demanda y otros. Se puede incentivar a los clientes para que reduzcan el consumo de energía o exporten electricidad durante las horas punta de la red, con lo que se consigue una red más ágil.
Resiliencia
Las VPP también refuerzan la resistencia de la red en zonas afectadas por condiciones meteorológicas extremas relacionadas con el cambio climático. El instalador de energía solar residencial Sunrun ha sido seleccionado para desplegar una red de 17 MW de VPP de energía solar más almacenamiento en Puerto Rico.
Tras el huracán María de 2017, el gobierno de la isla caribeña creó un marco para DER con la Ley de Política Pública Energética de Puerto Rico de 2019.
Sunrun inscribirá a clientes puertorriqueños este año para comenzar a operar VPP el próximo año. La empresa afirma que los clientes ahorrarán en costes de energía y serán compensados por ofrecer capacidad de almacenamiento de baterías a la red que ahora gestiona la empresa conjunta estadounidense-canadiense LUMA Energy. Según Sunrun, el programa VPP, de 10 años de duración, permite a los clientes optar por no participar.
“Estamos resolviendo la inseguridad energética de la isla cambiando el modelo para que la energía solar se genere en los tejados y se almacene en baterías para abastecer a cada hogar y luego se comparta con los vecinos, creando una economía de energía limpia y compartida”, afirma Mary Powell, consejera delegada de Sunrun.
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