La revista Energy Economics acaba de publicar un nuevo artículo del investigador de la Cátedra, Daniel Davi-Arderius, y de su coautor, Tim Schittekatte (MIT Energy Initiative).
El artículo de investigación “Carbon emissions impacts of operational network constraints: The case of Spain during the Covid-19 crisis” analiza el sesgo en la intensidad de las emisiones de la generación de electricidad que resulta de no internalizar las limitaciones operativas de la red en la compensación del mercado diario. En otras palabras, se investiga las emisiones incrementales resultantes de las acciones de los operadores del sistema para hacer físicamente factible el cronograma del mercado diario.
Operar un sistema eléctrico altamente descarbonizado es técnicamente complejo e introduce desafíos novedosos para los operadores del sistema. A estos efectos, la programación horaria del mercado diario deberá cumplir con todos los criterios de seguridad de la red. Si es necesario, se deberían reducir o poner en marcha generadores específicos después del equilibrio del mercado mediante las llamadas acciones de redespacho.
A través de datos horarios del sistema eléctrico español entre 2019 y 2021, los resultados indican que, si bien las acciones de redespacho representan entre el 2% y el 4% de la demanda eléctrica anual total, representan entre el 6% y el 11% de las emisiones anuales de CO2 del sector eléctrico. Se observa que los volúmenes de generadores fósiles puestos en marcha por razones de seguridad de la red por parte de los operadores del sistema aumentan en las horas durante las que la participación de las energías renovables es relativamente alta, pero, además, muestran que los volúmenes también aumentan significativamente durante las horas con baja demanda de energía, como durante la crisis del Covid-19. Estas últimas acciones no se activan para aliviar los cuellos de botella de la red, sino para resolver restricciones operativas específicas de la ubicación que requieren un volumen mínimo de generadores síncronos siempre en funcionamiento. Debido a estas acciones, se estima que las emisiones del programa del mercado diario tienen un sesgo a la baja entre +0,00391 y + 0,0145 tn de CO2 por cada MWh adicional de energía eólica o fotovoltaica programada. El estudio finaliza con una serie de recomendaciones para alinear mejor el cronograma diario con las necesidades de operación de la red, lo que lleva a una reducción de la necesidad de acciones de redespacho.,
