Las centrales eléctricas virtuales pueden mejorar un 80% la calidad de la energía en redes con alta penetración fotovoltaica en Chile

Un grupo internacional de investigadores ha analizado el potencial de las centrales eléctricas virtuales para estabilizar redes de distribución con una alta penetración de generación fotovoltaica distribuida. El trabajo toma como caso de estudio una red de Santiago de Chile y se basa en patrones operativos representativos de Enel Distribución Chile.

Los resultados de las simulaciones muestran que la coordinación de los recursos energéticos distribuidos mediante una central eléctrica virtual (VPP, por sus siglas en inglés), puede reducir las desviaciones de frecuencia desde aproximadamente ±0,5 Hz hasta ±0,1 Hz. Las fluctuaciones de tensión disminuyen, a su vez, desde cerca del 5% hasta el 2%.

De acuerdo con los investigadores, la aplicación de este sistema de control mejora aproximadamente un 80% los indicadores generales de calidad de la energía. La mejora se observa en diferentes condiciones de carga y niveles de generación fotovoltaica.

El análisis se presentó en el estudio «Enhancing grid stability and sustainability through virtual power plants: A case study of Chile» (Mejora de la estabilidad y sostenibilidad de la red eléctrica mediante centrales eléctricas virtuales: un estudio de caso de Chile), publicado en Ain Shams Engineering Journal.

Para desarrollar el estudio, los autores del trabajo (Fernando Yanine, Hasan Masrur, Fernando Montoya y Mauricio Hidalgo) construyeron en Python un modelo dinámico simplificado de una red de distribución con una elevada presencia de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) fotovoltaicos.

El modelo reproduce el comportamiento de la frecuencia, la tensión y el ángulo de fase durante las horas de mayor producción solar, situadas principalmente entre las 11:00 y las 15:00. Según los investigadores, la inyección no coordinada de electricidad durante ese intervalo puede provocar sobretensiones, desequilibrios entre fases y flujos inversos de potencia, especialmente cuando la generación solar coincide con una reducción de la demanda.

El equipo comparó el comportamiento de la red sin el apoyo de una VPP con los resultados obtenidos tras incorporar un sistema coordinado de control. También evaluó configuraciones con una menor capacidad fotovoltaica, distintas condiciones de carga y diferentes dimensiones de la central eléctrica virtual.

Una VPP agrupa y controla recursos energéticos distribuidos como instalaciones fotovoltaicas, baterías, inversores inteligentes, vehículos eléctricos, generación flexible y sistemas de respuesta de la demanda. Aunque estos activos se encuentran físicamente separados, una plataforma de gestión energética y comunicaciones permite operarlos como una única unidad.

En el caso estudiado, la central eléctrica virtual ajusta la potencia activa y reactiva de los recursos disponibles para compensar los desequilibrios producidos por la generación fotovoltaica. Esta coordinación contribuye a mantener la frecuencia alrededor de los 50 Hz nominales de la red chilena, limitar las variaciones de tensión y mejorar el equilibrio entre generación y consumo.

Los autores sostienen que estas plataformas pueden proporcionar servicios complementarios como regulación de frecuencia, control de tensión, compensación de potencia reactiva, respuesta rápida ante rampas de generación y gestión de la demanda durante situaciones de congestión o estrés de la red.

El estudio también identifica una serie de cambios regulatorios necesarios para facilitar su implantación. Entre ellos se encuentran la creación de mercados de servicios complementarios en los que las VPP puedan participar y recibir una remuneración, la actualización de los códigos de red y el establecimiento de requisitos para que los recursos distribuidos contribuyan al control de frecuencia y tensión.

Los investigadores recomiendan además incentivar los sistemas de almacenamiento de respuesta rápida, desarrollar infraestructuras de telemetría en tiempo real y establecer protocolos normalizados de comunicación entre las distribuidoras y los operadores de recursos energéticos distribuidos. También proponen identificar zonas preparadas para VPP en áreas urbanas con un rápido crecimiento de la generación distribuida.

El trabajo reconoce, sin embargo, que los resultados proceden de simulaciones y no de una demostración en una red eléctrica real. El modelo utiliza una representación de orden reducido que no reproduce toda la topología del sistema ni determinados fenómenos locales, como las restricciones de tensión en alimentadores concretos o la coordinación de las protecciones.

Los patrones empleados se basan en información operativa representativa de Enel Distribución Chile, pero no se validaron directamente con series temporales de mediciones de alta resolución. La estrategia de la VPP también utiliza controles proporcionales y proporcional-integrales relativamente simples.

Además, las variaciones de la generación renovable y la demanda se estudiaron mediante escenarios deterministas, sin aplicar modelos probabilísticos para representar los errores de previsión. Tampoco se comprobó todavía la escalabilidad de la propuesta en redes malladas, sistemas con varios alimentadores o grandes áreas metropolitanas.

Como próximos pasos, los autores plantean realizar proyectos piloto en redes de distribución reales, analizar los costes y beneficios de las VPP y estudiar sistemas de control predictivo basados en inteligencia artificial. También prevén evaluar arquitecturas híbridas de almacenamiento, mecanismos de ciberseguridad y modelos de optimización que combinen criterios económicos, ambientales y de fiabilidad.