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2022-04-11Energías renovables de Nueva Inglaterra + energía hidroeléctrica canadiense

MIT |La energía que fluye en ambos sentidos a través de la frontera ofrece un camino hacia la electricidad limpia en 2050.

La urgente necesidad de reducir las emisiones de carbono ha llevado a un número creciente de estados de EE. UU. a comprometerse a lograr un 100 % de electricidad limpia para 2040 o 2050. Pero averiguar cómo cumplir esos compromisos y seguir teniendo un sistema de energía confiable y asequible es un desafío. Las instalaciones eólicas y solares formarán la columna vertebral de un sistema de energía libre de carbono, pero ¿qué tecnologías pueden satisfacer la demanda de electricidad cuando esas fuentes renovables intermitentes no son adecuadas?

En general, las opciones que se discuten incluyen energía nuclear, gas natural con captura y almacenamiento de carbono (CCS) y tecnologías de almacenamiento de energía, como baterías nuevas y mejoradas y almacenamiento de productos químicos en forma de hidrógeno. Pero en el noreste de Estados Unidos, se propone una posibilidad más: electricidad importada de plantas hidroeléctricas en la vecina provincia canadiense de Quebec.

La propuesta tiene sentido. Esas plantas pueden producir tanta electricidad como unas 40 grandes plantas de energía nuclear, y parte de la energía generada en Quebec ya llega al noreste. Por lo tanto, podría haber un suministro adicional abundante para cubrir cualquier déficit cuando las energías renovables intermitentes de Nueva Inglaterra produzcan menos. Sin embargo, los inversionistas estadounidenses en energía eólica y solar ven a la energía hidroeléctrica canadiense como un competidor y argumentan que la dependencia del suministro extranjero desalienta más inversiones estadounidenses.

Hace dos años, tres investigadores afiliados al Centro de Investigación de Políticas Ambientales y Energéticas (CEEPR) del MIT: Emil Dimanchev SM ´18, ahora candidato a doctorado en la Universidad Noruega de Ciencia y Tecnología; Joshua Hodge , director ejecutivo de CEEPR; y John Parsons , profesor titular de la Sloan School of Management del MIT, comenzaron a preguntarse si ver la energía hidroeléctrica canadiense como otra fuente de electricidad podría ser demasiado limitado. “La energía hidroeléctrica es una tecnología con más de cien años de antigüedad, y las plantas ya están construidas en el norte”, dice Dimanchev. “Es posible que no necesitemos construir algo nuevo. Es posible que solo necesitemos usar esas plantas de manera diferente o en mayor medida”.

Entonces, los investigadores decidieron examinar el papel potencial y el valor económico del recurso hidroeléctrico de Quebec en un futuro sistema bajo en carbono en Nueva Inglaterra. Su objetivo era ayudar a informar a los formuladores de políticas, a los encargados de tomar decisiones sobre los servicios públicos y a otros sobre la mejor manera de incorporar la energía hidroeléctrica canadiense en sus planes y determinar cuánto tiempo y dinero debería gastar Nueva Inglaterra para integrar más energía hidroeléctrica en su sistema. Lo que descubrieron fue sorprendente, incluso para ellos.

Los métodos analíticos

Para explorar los posibles roles de la energía hidroeléctrica canadiense en el sistema eléctrico de Nueva Inglaterra, los investigadores del MIT primero necesitaban predecir cómo se vería el sistema eléctrico regional en 2050, tanto los recursos existentes como cómo se operarían, dadas las restricciones políticas. Para realizar ese análisis, utilizaron GenX , una herramienta de modelado desarrollada originalmente por Jesse Jenkins SM ´14, PhD ´18 y Nestor Sepulveda SM ´16, PhD ´20 mientras eran investigadores en MIT Energy Initiative (MITEI).

El modelo GenX está diseñado para respaldar la toma de decisiones relacionadas con la inversión en el sistema de energía y la operación en tiempo real y para examinar los impactos de posibles iniciativas de políticas en esas decisiones. Dada la información sobre tecnologías actuales y futuras (diferentes tipos de centrales eléctricas, tecnologías de almacenamiento de energía, etc.), GenX calcula la combinación de equipos y condiciones operativas que pueden satisfacer una demanda futura definida al menor costo. La herramienta de modelado GenX también puede incorporar restricciones políticas específicas, como límites en las emisiones de carbono.

Para su estudio, Dimanchev, Hodge y Parsons establecieron parámetros en el modelo GenX usando datos y suposiciones derivadas de una variedad de fuentes para construir una representación de los sistemas de energía interconectados en Nueva Inglaterra, Nueva York y Quebec. (Incluyeron a Nueva York para dar cuenta de la demanda existente de ese estado sobre los recursos hidroeléctricos canadienses). Para obtener datos sobre la energía hidroeléctrica disponible, recurrieron a Hydro-Québec , la empresa de servicios públicos que posee y opera la mayoría de las plantas hidroeléctricas en Quebec.

Es estándar en dichos análisis incluir restricciones de ingeniería del mundo real en el equipo, como la rapidez con la que ciertas plantas de energía pueden aumentar y disminuir. Con la ayuda de Hydro-Québec, los investigadores también impusieron restricciones operativas hora a hora en el recurso hidroeléctrico.

La mayoría de las plantas de Hydro-Québec son sistemas de “energía hidroeléctrica de reserva”. En ellos, cuando no se necesita energía, el flujo de un río se restringe mediante una presa aguas abajo de un embalse, y el embalse se llena. Cuando se necesita energía, se abre la presa y el agua del embalse corre a través de tuberías aguas abajo, haciendo girar las turbinas y generando electricidad. La gestión adecuada de dicho sistema requiere adherirse a ciertas restricciones operativas. Por ejemplo, para evitar inundaciones, no se debe permitir que los embalses se sobrellenen, especialmente antes del deshielo de primavera. Y la generación no se puede aumentar demasiado rápido porque una inundación repentina de agua podría erosionar las orillas de los ríos o interrumpir la pesca o la calidad del agua.

Con base en proyecciones del Laboratorio Nacional de Energía Renovable y otros lugares, los investigadores especificaron la demanda de electricidad para cada hora del año 2050, y el modelo calculó la combinación óptima de costos de tecnologías y el régimen operativo del sistema que satisfaría esa demanda por hora, incluido el despacho. del sistema hidroeléctrico Hydro-Québec. Además, el modelo determinó cómo se comercializaría la electricidad entre Nueva Inglaterra, Nueva York y Quebec.

Efectos de los límites de descarbonización en la combinación de tecnologías y el comercio de electricidad

Para examinar el impacto de los mandatos de reducción de emisiones en los estados de Nueva Inglaterra, los investigadores ejecutaron el modelo asumiendo reducciones en las emisiones de carbono entre el 80 y el 100 por ciento en relación con los niveles de 1990. Los resultados de esas ejecuciones muestran que, a medida que los límites de emisiones se vuelven más estrictos, Nueva Inglaterra usa más energía eólica y solar y extiende la vida útil de sus plantas nucleares existentes. Para equilibrar la intermitencia de las energías renovables, la región utiliza plantas de gas natural, gestión del lado de la demanda, almacenamiento en baterías (modeladas como baterías de iones de litio) y comercio con el sistema hidroeléctrico de Quebec. Mientras tanto, la combinación óptima en Quebec se compone principalmente de generación hidroeléctrica existente. Se agrega algo de energía solar, pero se construyen nuevos embalses solo si se supone que los costos renovables son muy altos.

El resultado más significativo, y quizás sorprendente, es que en todos los escenarios, el sistema hidroeléctrico de Quebec no solo es un exportador sino también un importador de electricidad, con la dirección del flujo en las líneas de transmisión Quebec-Nueva Inglaterra cambiando. tiempo.

Históricamente, la energía siempre ha fluido de Quebec a Nueva Inglaterra. Los resultados del modelo para 2018 muestran que la electricidad fluye de norte a sur, con la cantidad limitada por el límite de capacidad de transmisión actual de 2225 megavatios (MW).

Un análisis para 2050, suponiendo que Nueva Inglaterra descarbonice el 90 por ciento y la capacidad de las líneas de transmisión siga siendo la misma, encuentra que los flujos de electricidad van en ambos sentidos. Los flujos de norte a sur todavía dominan. Pero durante casi 3500 de las 8760 horas del año, la electricidad fluye en la dirección opuesta: de Nueva Inglaterra a Quebec. Y durante más de 2200 de esas horas, el flujo que va hacia el norte es el máximo que pueden transportar las líneas de transmisión.

La dirección del flujo está motivada por la economía. Cuando la generación renovable es abundante en Nueva Inglaterra, los precios son bajos y es más barato para Quebec importar electricidad de Nueva Inglaterra y conservar el agua en sus embalses. Por el contrario, cuando las energías renovables de Nueva Inglaterra son escasas y los precios son altos, Nueva Inglaterra importa electricidad hidrogenerada de Quebec.

Entonces, en lugar de entregar electricidad, la energía hidroeléctrica canadiense proporciona un medio para almacenar la electricidad generada por las energías renovables intermitentes en Nueva Inglaterra.

“Vemos esto en nuestro modelo porque cuando le decimos al modelo que satisfaga la demanda de electricidad usando estos recursos, el modelo decide que es rentable usar los embalses para almacenar energía en lugar de cualquier otra cosa”, dice Dimanchev. “Deberíamos enviar la energía de un lado a otro, por lo que los embalses en Quebec son, en esencia, una batería que usamos para almacenar parte de la electricidad producida por nuestras energías renovables intermitentes y descargarla cuando la necesitamos”.

Dado ese resultado, los investigadores decidieron explorar el impacto de expandir la capacidad de transmisión entre Nueva Inglaterra y Quebec. La construcción de líneas de transmisión siempre es polémica, pero ¿cuál sería el impacto si pudiera hacerse?

Los resultados de su modelo muestran que cuando se aumenta la capacidad de transmisión de 2.225 MW a 6.225 MW, los flujos en ambas direcciones son mayores, y en ambos casos el flujo está en el nuevo máximo durante más de 1.000 horas.

Los resultados del análisis confirman, por tanto, que la respuesta económica a la capacidad de transmisión ampliada es más un comercio bidireccional. Para continuar con la analogía de la batería, una mayor capacidad de transmisión hacia y desde Quebec aumenta efectivamente la velocidad a la que se puede cargar y descargar la batería.

Efectos del comercio bidireccional en el mix energético

¿Qué impacto tendría el advenimiento del comercio bidireccional en la combinación de fuentes de generación de energía en Nueva Inglaterra y Quebec en 2050?

Suponiendo la capacidad de transmisión actual, en Nueva Inglaterra, el cambio del comercio unidireccional a bidireccional aumenta la generación de energía eólica y solar y, en menor medida, la nuclear; también disminuye el uso de gas natural con CCS. Los embalses hidroeléctricos en Canadá pueden proporcionar un almacenamiento de larga duración, durante semanas, meses e incluso temporadas, por lo que hay menos necesidad de gas natural con CCS para cubrir cualquier brecha en el suministro. El nivel de importaciones es ligeramente inferior, pero ahora también hay exportaciones. Mientras tanto, en Quebec, el comercio bidireccional reduce la generación de energía solar y desaparece el uso del viento. Las exportaciones son más o menos las mismas, pero ahora también hay importaciones. Por lo tanto, el comercio bidireccional reasigna las energías renovables de Quebec a Nueva Inglaterra, donde es más económico instalar y operar sistemas solares y eólicos.

Otro análisis examinó el impacto en la combinación energética de suponer un comercio bidireccional más una capacidad de transmisión ampliada. Para Nueva Inglaterra, una mayor capacidad de transmisión permite que las energías eólica, solar y nuclear se expandan aún más; el gas natural con CCS casi desaparece; y tanto las importaciones como las exportaciones aumentan significativamente. En Quebec, la energía solar disminuye aún más y aumentan tanto las exportaciones como las importaciones de electricidad.

Esos resultados asumen que el sistema de energía de Nueva Inglaterra se descarboniza en un 99 por ciento en 2050 en relación con los niveles de 1990. Pero a niveles de descarbonización del 90 por ciento e incluso del 80 por ciento, el modelo concluye que la capacidad de gas natural disminuye con la adición de nueva transmisión en relación con el escenario de transmisión actual. Las plantas existentes se retiran y no se construyen nuevas plantas porque ya no se justifican económicamente. Dado que las plantas de gas natural son la única fuente de emisiones de carbono en el sistema energético de 2050, los investigadores concluyen que el mayor acceso a los embalses hidroeléctricos posibilitado por la expansión de la transmisión aceleraría la descarbonización del sistema eléctrico.

Efectos de los cambios de transmisión en los costos

Los investigadores también exploraron cómo el comercio bidireccional con capacidad de transmisión ampliada afectaría los costos en Nueva Inglaterra y Quebec, suponiendo una descarbonización del 99 por ciento en Nueva Inglaterra. Los ahorros de New England en costos fijos (inversiones en equipos nuevos) se deben en gran medida a una menor necesidad de invertir en más gas natural con CCS, y sus ahorros en costos variables (costos operativos) se deben a una menor necesidad de operar esas plantas. Los ahorros de Quebec en costos fijos provienen de una menor necesidad de invertir en generación solar. El aumento en el costo, a cargo de Nueva Inglaterra, refleja la construcción y operación de la mayor capacidad de transmisión. El beneficio neto para la región es sustancial.

Por lo tanto, el análisis muestra que todos ganan a medida que aumenta la capacidad de transmisión, y el beneficio crece a medida que se ajusta el objetivo de descarbonización. Con una descarbonización del 99 por ciento, la región general de Nueva Inglaterra-Quebec paga alrededor de $21 por megavatio-hora (MWh) de electricidad con la capacidad de transmisión actual, pero solo $18/MWh con transmisión ampliada. Suponiendo una reducción del 100 por ciento en las emisiones de carbono, la región paga $29/MWh con la capacidad de transmisión actual y solo $22/MWh con la transmisión ampliada.

Abordar conceptos erróneos

Estos resultados arrojan luz sobre varios conceptos erróneos que tienden a tener los legisladores, los partidarios de la energía renovable y otros.

La primera idea errónea es que las energías renovables de Nueva Inglaterra y la energía hidroeléctrica canadiense son competidores. En cambio, los resultados del modelo muestran que son complementarios. Cuando los sistemas de energía en Nueva Inglaterra y Quebec funcionan juntos como un sistema integrado, los embalses canadienses se utilizan parte del tiempo para almacenar la electricidad renovable. Y con más acceso al almacenamiento de energía hidroeléctrica en Quebec, generalmente hay más inversión renovable en Nueva Inglaterra.

El segundo concepto erróneo surge cuando los formuladores de políticas se refieren a la energía hidroeléctrica canadiense como un "recurso de carga base", lo que implica una fuente confiable de electricidad, particularmente una que suministra energía todo el tiempo. “Nuestro estudio muestra que al ver la energía hidroeléctrica canadiense como una fuente de electricidad de carga base, o de hecho una fuente de electricidad en absoluto, no se está aprovechando al máximo lo que ese recurso puede proporcionar”, dice Dimanchev. “Lo que mostramos es que el embalse hidroeléctrico de Quebec puede proporcionar almacenamiento, específicamente para energía eólica y solar. Es una solución al problema de la intermitencia que prevemos en los sistemas de energía libres de carbono para 2050”.

Si bien el análisis del MIT se enfoca en Nueva Inglaterra y Quebec, los investigadores creen que sus resultados pueden tener implicaciones más amplias. A medida que los sistemas de energía en muchas regiones expanden la producción de energías renovables, el valor del almacenamiento crece. Algunos sistemas hidroeléctricos tienen una capacidad de almacenamiento que aún no se ha utilizado por completo y podrían ser un buen complemento para la generación renovable. Aprovechar esa capacidad puede reducir el costo de la descarbonización profunda y ayudar a algunas regiones a avanzar hacia un suministro de electricidad descarbonizado.

Esta investigación fue financiada por el Centro de Investigación de Políticas Ambientales y Energéticas del MIT , que cuenta con el apoyo parcial de un consorcio de asociados de la industria y el gobierno.

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