El 29 de marzo de 2022, National Grid ESO anunció las Triadas para el periodo invernal 2021/22. En la Figura 1 y la Tabla 1 (ambas a continuación), puedes ver cuándo ocurrieron estos tres picos.
(Cabe destacar aquí que solo 6 MW separaron el pico del 2 de diciembre del de 29 de noviembre. Además, ninguno de los picos ocurrió durante el periodo de liquidación 36.)
En este artículo, veremos:
- Qué son las Triadas.
- Qué hicieron los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) durante y alrededor de los periodos de Triada 2021/22.
- Y un desglose de las operaciones de activos BESS específicos en esos momentos.
En el video a continuación, Imrith y Neil analizan cómo operaron las baterías durante la temporada de Triadas 2021/22:
¿Qué son las Triadas?
Las Triadas son los tres periodos de media hora con mayor demanda en el sistema de transmisión, entre noviembre y febrero (ambos inclusive), y que están separados entre sí por al menos diez días.
Proporcionan una señal durante el pico vespertino para reducir el consumo (o aumentar la generación/exportación, si aplica). Normalmente se producen de lunes a jueves, entre las 17:00 y las 18:00, cuando hace especialmente frío. Es en estos momentos —cuando la demanda es máxima— cuando el sistema de transmisión está más exigido.
Las Triadas se utilizan para determinar los cargos de Uso del Sistema de la Red de Transmisión (TNUoS) para los usuarios con medición media-horaria de la red de transmisión, lo que significa principalmente grandes consumidores industriales o comerciales, generadores y, por supuesto, baterías. Para estos usuarios, el cargo TNUoS se calcula (en parte) usando su consumo promedio durante los periodos de Triada.
Los cargos TNUoS actúan como una fuerte señal de precio para que los consumidores con medición media-horaria reduzcan su consumo durante el pico vespertino invernal (si pueden), especialmente cuando la demanda general es muy alta. Por ello, intentar predecir cuándo caerán las Triadas puede suponer importantes ahorros de costes al evitar altos cargos TNUoS. Sin embargo, esto hace que las Triadas sean cada vez más difíciles de prever. En resumen, si todos reducen su demanda (o aumentan la generación/exportación) al mismo tiempo porque creen que será una Triada, entonces otro momento se convertirá en Triada en su lugar.
¿Qué hicieron las baterías durante las Triadas?
La generación distribuida (es decir, activos conectados a la red de distribución) recibe un pago por exportación durante las Triadas. El monto depende de dos factores:
- Promedio de kW exportados durante estos periodos; y
- una tarifa de exportación, según la ubicación (por punto de suministro de red, o GSP).
Estos pagos pueden ser lucrativos si se acierta con las Triadas. Sin embargo, si se falla en la predicción, estos activos corren el riesgo de perder ingresos por salir de los servicios de respuesta de frecuencia durante estos periodos.
En esta sección, analizamos cómo diecisiete activos (con una capacidad acumulada de 588,5 MW) ayudaron a reducir la demanda durante y en torno a los periodos de Triada. Hemos seleccionado solo los activos registrados en el Balancing Mechanism.
Primera Triada: 2 de diciembre de 2021
La Figura 3 (abajo) muestra el perfil operativo de estos activos, en conjunto, durante la primera Triada, el 2 de diciembre de 2021.
- La exportación máxima de BESS se perdió por un periodo de liquidación. Podemos ver que la mayoría de los optimizadores BESS asumieron que la Triada ocurriría en el periodo 35 o 36 (como ha sido típico históricamente) y exportaron en consecuencia.
- Sin embargo, la Triada terminó siendo el periodo de liquidación 34 (16:30-17:00). Los activos BESS exportaron solo 19,45 MW (en total) durante la Triada. Esto fue proporcionado por cuatro activos (Contego, Creyke Beck, Pelham y Roundponds), el 12% de su capacidad nominal combinada.
No Triada: 29 de noviembre de 2021
Como se mencionó antes, solo 6 MW separaron el pico del 2 de diciembre (la Triada real) y el del 29 de noviembre. La Figura 4 (abajo) muestra cuántos activos esperaban que este fuera una Triada, con BESS exportando un total neto de 302 MW en el periodo 35. Si BESS hubiera exportado 7 MW menos (menos del 3% del total exportado por BESS) —aumentando la demanda total del sistema en 7 MW durante el periodo 35— este habría sido la primera Triada de la temporada. Y los BESS que exportaron durante este periodo habrían obtenido ingresos TNUoS significativamente mayores.
Segunda Triada: 5 de enero de 2022
La Figura 5 (abajo) muestra el perfil operativo de estos activos, en conjunto, durante la segunda Triada, el 5 de enero de 2022.
- Durante enero, la participación de BESS en FFR fue mucho mayor que en diciembre. El 42,4% (250 MW) de la capacidad de los BESS seleccionados prestaron el servicio en EFA 5 (15:00-19:00) durante enero. En diciembre, fue 0%.
- En la segunda Triada, se observó una tasa de éxito mucho mayor entre los BESS disponibles —es decir, aquellos que no participaban en FFR y estaban disponibles para exportar durante la Triada. El 92% de la capacidad BESS disponible exportó en ese momento.
La tercera Triada (20 de enero) tuvo un perfil muy similar a la segunda.
Desglose de activos BESS
Caso de estudio Triadas: Minety (20 de enero)
La Figura 6 (abajo) muestra el perfil operativo de la batería Minety el 20 de enero, día de la tercera Triada.
Veamos qué hizo Minety en cada bloque EFA de ese día:
- Participación simétrica en DC alta y baja frecuencia (82 MW) para maximizar ingresos.
- Importación para gestionar el estado de carga, preparando para el pico vespertino/potencial Triada.
- Participación DC asimétrica, proporcionando más DCH que DCL.
- Participación DC asimétrica, proporcionando más DCH que DCL. (Aunque a menor volumen que durante EFA 3, para permitir exportar a máxima capacidad durante la Triada vespertina).
- Exportación durante el periodo de pico (Triada).
- Importación para reequilibrar el estado de carga y poder entregar DC en el siguiente bloque EFA.
Clasificación de activos BESS según éxito en Triadas
La Tabla 2 (abajo) detalla la operación y el TNUoS recibido de los diecisiete activos BMU analizados en esta sección. Hemos clasificado estos activos por la proporción de su potencia nominal (MW) exportada, en promedio, durante los periodos de Triada (etiquetado como 'Capacidad normalizada' en la Tabla 2).
La Figura 7 (abajo) muestra un resumen de cómo se desempeñaron estos activos en el Modo Leaderboard durante los meses de Triada, incluyendo el TNUoS recibido en ese periodo.
- Contego tuvo tanto la mayor capacidad normalizada de exportación en Triada como los mayores ingresos en este periodo. El TNUoS recibido representó el 6% de sus ingresos totales.
- El TNUoS recibido representó la mayor proporción de ingresos para Hill Farm —9,64%— que para cualquier otro activo.
- Durante este periodo, el TNUoS recibido fue más lucrativo para los activos BESS que la participación en el Balancing Mechanism.
- En total, los activos ganaron £23,345/MW por TNUoS recibido, lo que representa el 2,77% de los ingresos totales entre los diecisiete activos durante este periodo.
Algunas reflexiones finales
Cuando se acierta, las Triadas ofrecen una valiosa oportunidad para que los propietarios de sistemas de almacenamiento en baterías incrementen sus ingresos invernales. Dicho esto, como se vio con la Triada del 2 de diciembre, cada vez son más impredecibles. Todo esto añade un nivel extra de complejidad a la operación de los activos BESS durante los meses de invierno.
Los optimizadores ya deben gestionar el estado de carga de sus activos, decidir cuándo o si prestar servicios de respuesta de frecuencia, así como determinar si hacerlo de manera simétrica o no. Las decisiones que tomen afectarán la capacidad del activo para aprovechar los cargos de exportación TNUoS.
Sin embargo, con la inminente implementación de las propuestas de la Targeted Charging Review de Ofgem, se prevé que 2022/23 sea el último invierno de Triadas —al menos para la parte residual del cargo TNUoS. A partir de abril de 2023, este se cobrará mediante cargos fijos para todos los hogares y empresas. La parte local del cargo se mantendrá en algunas áreas. Aunque esto supondrá una oportunidad menos de ingresos para las baterías, el coste de mantener la red de transmisión debería distribuirse de forma más justa entre quienes la utilizan.
