Científicos de la Universidad de Zaragoza y el promotor de energías renovables Atalaya Generación han presentado un novedoso método de optimización para la gestión de centrales hidroeléctricas de bombeo integradas con centrales fotovoltaicas y eólicas conectadas a la red.
Según han explicado, han probado el modelo con datos reales, satisfaciendo la demanda de electricidad y obteniendo el máximo beneficio.
«El objetivo de este estudio es desarrollar un modelo matemático horario que permita la gestión óptima de instalaciones de generación renovable conectadas a la red y de almacenamiento hidroenergético por bombeo con turbina de bombeo reversible», destacaron los científicos. «El modelo puede aprovechar las oportunidades del mercado eléctrico mediante la compra y venta a la red de los excedentes de energía generada».
En el artículo «Optimal scheduling and management of pumped hydro storage integrated with grid-connected renewable power plants» (Programación y gestión óptimas de centrales hidroeléctricas de bombeo integradas con centrales renovables conectadas a la red), publicado en el Journal of Energy Storage, el grupo de investigación explicó que el modelo se basa en un problema de optimización de enteros mixtos, que es un tipo de problema matemático utilizado a menudo en la programación energética.
«El modelo incorpora la compra de energía a través de un contrato indexado a los precios de la electricidad en el mercado mayorista», explicaron los académicos. «Este supuesto nos permite obtener un despacho económico óptimo para cada hora. Además, el modelo incluye la posibilidad de vender el excedente de producción a un precio fijado en el mercado eléctrico cada hora».
El modelo asume que las pérdidas por evaporación no afectan al rendimiento del sistema, y que la energía eólica y solar priorizan la cobertura de la demanda eléctrica requerida por el sistema cada hora.
Los investigadores han utilizado los datos de generación de 2019 de las centrales existentes en el Valle del Ebro español. Estas plantas están representadas por 860 MW de instalaciones fotovoltaicas, 456 MW de parques eólicos y una instalación hidroeléctrica de bombeo con una capacidad de almacenamiento de 5.750 MWh. Se calcula que los parques eólicos generarán 1.352 GWh al año y las plantas fotovoltaicas 2.065 GWh.
Para analizar el rendimiento tecnoeconómico del sistema, los científicos tomaron como referencia los precios horarios del mercado mayorista de electricidad español fijados por el operador del mercado OMIE en 2019. Compararon el rendimiento del complejo hidroeólico-solar bombeado con el de un sistema de referencia sin almacenamiento hidroeléctrico bombeado y comprobaron que el primero reduce hasta un 27% el coste de compra de energía en el mercado eléctrico.
«Comparado con el caso sin almacenamiento, la integración del almacenamiento hidroenergético por bombeo reduce la cantidad de energía que hay que comprar al mercado eléctrico para satisfacer la demanda en un 20%, lo que implica un ahorro económico en la operación del sistema de hasta el 27%», explicaron.
Además, los científicos comprobaron que el sistema que incluye la instalación de almacenamiento hidroeléctrico por bombeo puede ayudar a evitar el recorte de energía.
«La aplicación del modelo propuesto para la operación óptima de sistemas eléctricos basados en generación renovable combinada con almacenamiento hidroeléctrico por bombeo a gran escala ayuda a mejorar la competitividad y viabilidad de los sistemas eléctricos», concluyeron los investigadores. «Cada hora se toma la mejor decisión para reducir los elevados costes energéticos y obtener una gestión eficiente y resistente del uso del agua».
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