Los flujos multidireccionales de energía e información son el futuro de la red
El flujo unidireccional de electrones de la red del siglo XX está muerto.
En el sistema multidimensional y multidireccional del siglo XXI actual, nuevas herramientas pueden aliviar la carga de la creciente demanda y, al mismo tiempo, limitar los costos para los clientes.
Sin embargo, en el afán por satisfacer la creciente demanda energética, las empresas de servicios públicos y otros actores a menudo pasan por alto el valor de las innovaciones en los sistemas eléctricos, según fuentes del sector, reguladores y proveedores de tecnología. En cambio, muchos piden la reactivación de centrales eléctricas antiguas y promocionan fuentes de energía inmaduras, lo que podría incrementar los precios de la electricidad en un 25 % para 2030, según las proyecciones de Energy Innovation .
Se necesita nueva infraestructura de generación y transmisión. Sin embargo, un conjunto sofisticado de optimizaciones del sistema eléctrico podría permitir a los operadores reducir la necesidad de nuevas infraestructuras costosas al maximizar la flexibilidad de las cargas y los recursos.
“Las nuevas cargas grandes incrementan los costos del sistema”, afirmó Kay Aikin, fundadora y directora ejecutiva del proveedor de tecnología Dynamic Grid. Sin embargo, “tanto los centros de datos como la generación pueden ser activos flexibles que aumentan la diversidad del sistema, lo que a su vez aumenta la confiabilidad”.
Southern California Edison, por ejemplo, está invirtiendo en una gestión de sistemas mejorada con inteligencia artificial que brinda a los operadores visibilidad de la "compleja serie de entradas y salidas que cambian constantemente a lo largo del día", dijo Jeff Monford, portavoz de la empresa de servicios públicos.
Es un “radar de avanzada”, dijo, “que está rediseñando el modo en que planificamos, operamos y mantenemos la red”.
Jon Wellinghoff, ex presidente de la Comisión Federal Reguladora de Energía y ahora director ejecutivo de la consultora GridPolicy, se hizo eco de ese sentimiento.
“El 'sistema de sistemas' eléctrico es un complejo entramado e interacción de múltiples funciones”, afirmó. “Millones de pequeñas cargas y recursos pueden coordinarse y optimizarse, al igual que las grandes cargas, mediante plataformas de IA automatizadas”.
Fuerza en la flexibilidadLa flexibilidad aporta un valor transformador al sistema energético de Estados Unidos, a menudo llamado “ la máquina más grande del mundo ”, coinciden los principales interesados.
Sin embargo, muchas empresas de servicios públicos enfrentan barreras financieras y técnicas para operar de manera flexible grandes cargas y recursos propiedad de los clientes,según informó una encuesta realizada en West Monroe el 14 de julio a 500 ejecutivos de servicios públicos .
Algunos rechazan el concepto por completo.
“El crecimiento de carga proyectado no puede satisfacerse con los enfoques existentes para la adición de carga y la gestión de la red”, según un informe de julio del Departamento de Energía .
Los inversores muestran un renovado interés en la generación inflexible a gran escala. La Casa Blanca ordenó que se mantuvieran en funcionamiento dos centrales de carbón que estaban en proceso de cierre. Se han anunciado megainversiones en gas natural , energía hidroeléctrica y nuclear para satisfacer la demanda de centros de datos de IA.
Pero estos planes ignoran la realidad de las cadenas de suministro, los plazos de construcción y, en el caso de la energía nuclear avanzada, la naturaleza no probada de la propia tecnología. Las nuevas turbinas de gas tienen un plazo de entrega mínimo de cinco años.
También contradicen las propias recomendaciones del DOE de julio de 2024 que concluyeron que un “suministro eléctrico firme y flexible” junto con “mejoras en la eficiencia y flexibilidad del lado de la demanda en los centros de datos” pueden tener un “impacto inmediato”.
Esa flexibilidad se puede implementar mediante inteligencia informática avanzada en red en las salas de control de las empresas de servicios públicos y en el borde del sistema. Esto es un proceso complejo, ya que las empresas de servicios públicos necesitan tiempo para comprender su valor y priorizar sus inversiones, afirmó Sally Jacquemin, vicepresidenta de Energía y Servicios Públicos de AspenTech.
Los sistemas de gestión de recursos energéticos distribuidos (DERMS) en el borde de la red y los sistemas avanzados de gestión de la distribución (ADMS) son componentes clave de este proceso, afirmó Jacquemin. Un DERMS empresarial en la sala de control puede facilitar una respuesta a la demanda con precisión geográfica con recursos propios del cliente, añadió.
Las capacidades habilitadas por la tecnología pueden evitar o diferir las inversiones en infraestructura, lo que limita la necesidad de aumentos en las tarifas de los clientes, dijo Jacquemin.
Gestionar desafíos como grandes cargas y recursos energéticos distribuidos requiere ver la red “como un sistema dinámico y multidireccional donde la energía, los datos y el valor fluyen en todas las direcciones”, afirmó Monford de SCE.
Este cambio de perspectiva respecto de una red tradicional con electrones fluyendo en una sola dirección “permite una planificación más inteligente, operaciones más flexibles y soluciones más integrales” para “satisfacer las demandas del futuro”, dijo Monford.
Uso de IA para resolver los problemas de energía de la IALa flexibilidad de los centros de datos podría ser la oportunidad emergente crucial de las operaciones actuales de los sistemas basados en IA, coincidieron varias fuentes. Y la flexibilidad "durante condiciones de red estresantes" podría "reducir la demanda máxima" y la amenaza de que nuevas cargas provoquen apagones, reconoció la Corporación de Confiabilidad Eléctrica de América del Norte (North American Electric Reliability Corporation) en julio .
Las cargas flexibles de los centros de datos pueden abordar “el 10 % de la demanda máxima agregada actual del país” si se reducen “en un 0,25 % de su tiempo de actividad máximo”, según un influyente artículo de febrero, Rethinking Load Growth , publicado por el Instituto Nicholas de la Universidad de Duke.
Algunas empresas de servicios públicos ya están probando esta flexibilidad. El Proyecto Salt River en Arizona registró una reducción del 25 % en el consumo de energía durante tres horas gracias a un clúster de centro de datos de 256 GPU Nvidia que utiliza software de Emerald AI, según informó Nvidia el mes pasado .
La planificación y las operaciones del sistema actual se pueden cooptimizar con una red de centros de datos, y su uso de electricidad se puede orquestar para satisfacer las necesidades de ambos, afirmó el fundador y director ejecutivo de Emerald AI, Varun Sivaram. Los centros de datos de IA flexibles pueden incluso actuar como una central eléctrica virtual, protegiendo tanto la confiabilidad del sistema como la viabilidad financiera del centro de datos, añadió.
Si cada centro de datos construyera su propia generación detrás del medidor, "sería una forma terriblemente ineficiente de estructurar el sistema eléctrico", ya que los operadores del sistema y las empresas de servicios públicos no podrían utilizar esos recursos, afirmó Sivaram. Y "probablemente resultaría costoso para los centros de datos", ya que no obtendrían los ahorros que supone depender de los recursos del sistema, añadió.
Tyler Norris, estudiante de doctorado en Duke y coautor del artículo sobre el crecimiento de la carga en el Nicholas Institute, dijo que la "dura realidad" es que "los centros de datos preferirían no ser flexibles nunca".
Pero, añadió, "no necesitan consumir el 100% de su demanda máxima nominal a todas horas". Con herramientas mejoradas con IA y el conocimiento actual de la situación del sistema, los operadores pueden programar y gestionar el consumo de generación durante las mayores tensiones del sistema, afirmó.
El ex presidente de la FERC, Richard Glick, ahora director de la consultora GQS New Energy Strategies, estuvo de acuerdo.
Las tecnologías ahora permiten capacidades computacionales y organizativas que pueden abordar el crecimiento de carga proyectado hoy con mayor rapidez y a un menor costo para los clientes, afirmó. También permiten aplazar o evitar la nueva infraestructura, lo cual "requiere tiempo y resulta costoso para las empresas de servicios públicos", añadió Glick.
Las empresas de servicios públicos enfrentan una reducción en la rentabilidad garantizada de sus gastos de capital, pero con el aumento de los ingresos provenientes del crecimiento de las cargas, pueden aprovechar otros beneficios de flexibilidad, dijo Glick.
“Los mercados regionales, los mercados de capacidad y los mercados de desequilibrio energético, habilitados mediante informática avanzada, ahora se despachan en fracciones de segundo, lo que reduce los costos y mejora la confiabilidad a mayor escala”, agregó.
Al otro lado de estas herramientas avanzadas de gestión del sistema se encuentra una red creciente de recursos de almacenamiento y generación ubicados en el cliente que pueden implementarse junto con programas de respuesta a la demanda para hacer que la red sea aún más ágil y confiable.
A principios de este año, por ejemplo, la respuesta a la demanda y las centrales eléctricas virtuales desempeñaron un papel clave para mantener el suministro eléctrico durante una ola de calor que azotó el noreste .
El presidente de la FERC, Mark Christie, dijo en ese momento que la respuesta a la demanda era “esencial”.
Un fenómeno similar se puede observar en Puerto Rico, donde el operador del sistema dependió durante semanas de lo que los defensores sostienen que es la primera planta de energía virtual operativa detrás del medidor en América Latina y el Caribe.
“El flujo de valor más importante de la respuesta avanzada a la demanda o cualquier uso agregado de DER es la capacidad de todo el sistema”, dijo Seth Frader-Thompson, presidente del proveedor de DERMS de borde de red y agregador de DER EnergyHub.
Puede comenzar con agregaciones DER despachables manualmente, afirmó Frader-Thompson. Pero «con bastante rapidez, el claro valor para el cliente y el sistema se convierte en un trampolín hacia un sistema automatizado totalmente integrado que puede ofrecer mucho más», añadió.
“Esos programas son extremadamente rentables”, continuó Frader-Thompson.
El Consejo de Eficiencia Energética de Massachusetts determinó que los incentivos del programa de 2023 de $7 millones generaron una relación costo-beneficio de 2,39 a los servicios públicos, dijo.
Los clientes también pueden beneficiarse
Dave Sheehan es director sénior de soluciones industriales en Uplight, proveedor de respuesta a la demanda y plantas de energía virtuales que reporta 8,5 GW de activos bajo gestión en sus programas. Sheehan afirmó que los participantes del programa obtuvieron $33 millones en reembolsos e incentivos de los programas de servicios públicos el año pasado.
Para posibilitar ese sistema interconectado de sistemas, los reguladores, las empresas de servicios públicos y los clientes necesitan “valorar el conjunto completo de servicios flexibles” que ofrecen los recursos energéticos distribuidos propiedad de los clientes, afirmó.
Puget Sound Energy es una de las empresas de servicios públicos que trabajan con Uplight para agrupar y optimizar recursos. La compañía se basa en el éxito de un sistema avanzado de gestión de la distribución que incorporó el año pasado, según David Landers, director de planificación de sistemas de PSE.
“La reducción de 86,9 MW en la carga máxima del VPP este año demuestra que los programas cumplen sus objetivos”, afirmó Landers. Sin embargo, “aún se está evaluando cuáles cumplen sus objetivos, cuánto y durante cuánto tiempo”.
Otras empresas de servicios públicos están adoptando tecnologías y herramientas similares para aprovechar el valor de los recursos propiedad de los clientes.
La Autoridad de Investigación y Desarrollo Energético del Estado de Nueva York, o NYSERDA, emitió en julio una convocatoria de nuevas tecnologías para integrar mejor los vehículos eléctricos a la red.
NYSERDA quiere que la gestión de los sistemas de distribución pase de los pilotos a la implementación, afirmó Brandon Owens, vicepresidente de Innovación de NYSERDA. Las empresas de servicios públicos necesitan infraestructura y protocolos seguros y escalables para transmitir y recibir datos en tiempo real y para operacionalizar los flujos de datos bidireccionales, añadió.
“Ese flujo de datos y la preparación operativa pueden permitir un mejor uso de las centrales eléctricas, los recursos renovables y los DER agregados como VPP”, dijo Owens.
También puede evitar inversiones de capital en nueva infraestructura y hacer que la electricidad sea más asequible, añadió.
Pacific Gas and Electric lo ha comprobado de primera mano. Los sistemas DERMS y de comunicaciones de la compañía permitieron la interconexión optimizada de una estación de carga propiedad de Pepsi para 50 camiones eléctricos Tesla, afirmó Alex Portilla, director de innovaciones de borde de red y plataformas tecnológicas de energía limpia de PG&E.
Las mejoras de infraestructura para evitar que la carga máxima de 5 MW de la central sobrecargue el sistema de distribución habrían tomado tres años y habrían supuesto un costo significativo a corto plazo, explicó Portilla. En cambio, el DERMS de PG&E permitió una interconexión flexible con el acuerdo de Pepsi para limitar la carga mediante notificaciones automáticas a través del sistema de la empresa de servicios públicos, lo que permitió a Pepsi distribuir el costo de la mejora a lo largo de tres años, añadió.
El método histórico de utilizar la oferta para equilibrar la demanda está siendo transformado por estrategias para flexibilizar la demanda y equilibrar el sistema.
Un desafío para la adopción generalizada de nuevas tecnologías y mentalidades es que la industria de servicios públicos eléctricos está dividida en diferentes estructuras regulatorias para la generación, transmisión, distribución y clientes, dijo Brendan Pierpont, director de modelado eléctrico de Energy Innovations.
Pierpont afirmó que falta comunicación y coordinación entre los diferentes marcos regulatorios y diferentes reguladores.
“Serán cruciales mejores metodologías y tecnologías que puedan demostrar y evaluar el rendimiento”, añadió.
Derribar las barreras que impiden esas innovaciones es el siguiente paso crucial del viaje, dijeron algunas partes interesadas.
“Las empresas de servicios públicos y los clientes forman parte de un sistema mucho más amplio con componentes de generación, transmisión, distribución y clientes”, afirmó Elizabeth Cook, vicepresidenta de estrategia técnica de la Asociación de Empresas de Iluminación Edison. Gracias a las tecnologías emergentes, estos componentes se integran cada vez más entre sí en un sistema de sistemas.
Pero las empresas de servicios públicos apenas están comenzando a construir las estructuras necesarias para aprovechar al máximo esta nueva tecnología, afirmó Cook. Para ello, se requerirán inversiones políticas para romper los silos de las empresas de servicios públicos y reemplazar sus incentivos para construir infraestructura con incentivos financieros para que inviertan en tecnologías operativas, enfatizó.
Y “todas esas inversiones son ganadoras”, dijo.
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