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J. David Erickson, experto en regulación eléctrica de California
“Sin un sistema de distribución planificado, las FED tienen efectos negativos”

En el seminario “Impactos y Desafíos de la Operación de la Generación Distribuida”, organizado por CIGRÉ Chile en mayo pasado, J. David Erickson, Regulatory Analyst, Energy Division de California Public Utilities Commission (CPUC), se refirió a las experiencias en generación distribuida que se han desarrollado en el sistema eléctrico de dicho estado norteamericano. En esta entrevista, el especialista nos habla sobre los desafíos que han enfrentado en esta materia.
J. David Erickson.

¿Cómo cambia la Generación Distribuida el paradigma de la distribución eléctrica?
Tradicionalmente, el incremento de la carga eléctrica con el paso del tiempo es lo que promueve el crecimiento y desarrollo de los sistemas de distribución, por lo que las Utilities ven, en general, a la Generación Distribuida y, más recientemente, a las Fuentes de Energía Distribuida (FED), como una herramienta para disminuir la carga en el circuito, reduciendo los requerimientos de nueva infraestructura de distribución. Sin embargo, la Generación Distribuida, en particular los techos solares fotovoltaicos, han creado algunos problemas.

¿En qué forma?
En California, hubo un gran interés por la instalación de techos solares, tanto en hogares como en Pymes, lo que fue una medida muy favorable para los clientes, pues les permite ahorrar dinero en sus cuentas. No obstante, en algunas áreas con una alta penetración de este tipo de instalaciones (en relación a la carga total del circuito), ha creado problemas significativos para la empresa de distribución, principalmente relacionados con el control de voltaje y frecuencia y con el manejo de energía reactiva.

Un ejemplo más severo puede ser Hawaii, donde el porcentaje de techos solares es tan alto que tuvieron que implementar una moratoria a la instalación de estos equipos, por los serios problemas que causan para la regulación de la frecuencia y del voltaje.

A nivel de la red eléctrica, ¿qué desafíos implica la incorporación de Generación Distribuida?
Creo que estos se explican bien con el gráfico de “la curva de pato”, que muestra cómo se incrementan los peaks de carga a medida que más energía solar se añade a la red. Esto se debe a que durante las horas con luz-sol, la carga total en la red es mucho más baja, pero cuando el sol comienza a bajar (y decae la producción de energía solar), la carga crece muy rápidamente, necesitando entonces contar con plantas generadoras a gas para enfrentar el rápido escalamiento de los requerimientos de energía.

Ahora bien, en la actualidad hay un fuerte empuje político en California por reducir significativamente las emisiones de carbono para 2025, que ha derivado, por ejemplo, en una exigencia de que al menos un 33% de la generación eléctrica esté basada en ERNC, por lo que estas fuentes de energía están creciendo rápidamente. También existe un número significativo de plantas de combustibles fósiles que, por su impacto ambiental, deberán ser “retrofitted” o incluso retiradas antes de 2027. Entonces, la construcción de plantas generadoras a gas para enfrentar “la curva de pato” no es algo deseable en el Estado.

¿Cree que aumentará la generación comercial basada en ERNC?
Creo que la disponibilidad de generadoras comerciales ERNC en California, puede disminuir en el futuro, porque su desarrollo será más caro. Esto, porque las nuevas líneas de transmisión que necesitarían son muy caras de construir por, entre otras razones, la disponibilidad de terrenos donde realizarlos y los impactos ambientales y comunitarios que podrían tener estos proyectos.

En este escenario, la alternativa que nos queda son los FED. Entonces, la pregunta es cuánto podemos reducir los costos asociados a la implementación de estas fuentes de energía, es decir, el costo del impacto sobre el sistema de distribución; el del almacenamiento y el de los recursos en sí.

¿En qué conceptos están trabajando para disminuir estos costos?
Estamos trabajando con un enfoque de portafolio (denominado “Integrated Demand-Side Management”, IDSM) para definir las FED, en el que no solo hay una sola fuente (fotovoltaica, eólica, etc.), sino que varias que pueden funcionar juntas, como un sistema integral para soportar la carga. En este enfoque, la carga misma también se vuelve un recurso, como Respuesta de la Demanda (Demand Response), permitiéndonos combinar recursos del lado del consumidor en un portafolio de generación que puede reducir los costos. Otro elemento que estamos evaluando para la reducción de costos, es planificar cómo podemos orquestar todos estos recursos, de modo que, por medio de la gestión de la demanda, podamos disminuir el más caro (por ejemplo, el almacenamiento).

En otras palabras, es un desafío con tres aristas: minimizar el impacto sobre el sistema de distribución; obtener un conjunto de recursos combinados que puedan soportar la carga más económicamente; y controlar todos los componentes de modo de reducir el costo del servicio.

¿Qué efectos en el sistema de distribución tendría la incorporación de las FED?
Sin una planificación del sistema de distribución, las FED podrían tener algunos efectos negativos sobre el sistema. Por ejemplo, las rápidas transacciones en la producción fotovoltaica pueden causar problemas de calidad de energía. Además, en algunos segmentos de la red, la energía podría circular en dirección contraria (es decir, hacia, y no desde, la subestación), lo que puede causar problemas con los sistemas de protección. También podrían impactar en cómo se manejan las fallas en el sistema, pues las FED podrían dificultar su localización, aislación y reparación.

¿Cómo se pueden evitar estos problemas?
En este ámbito, los “smart inverters” (inversores “inteligentes”) son componentes clave del sistema. Estos dispositivos, en primer lugar, monitorean las condiciones del sistema de distribución y tienen una tolerancia mayor ante los cambios de voltaje y frecuencia. Además, son capaces de recibir comandos y transmitir datos a un Sistema de Administración de Energía Distribuida (“Distributed Energy Management System”, DERMS), por medio del cual se pueden modificar sus variables de operación (como set-points). De igual modo, pueden reportar información sobre la condición a nivel del subsistema de distribución.

¿Qué rol juegan las micro-redes en este escenario?
A mi juicio, las micro-redes son la mejor forma de integrar las FED, porque cuentan con un sistema de control encargado de comunicarse con todos sus componentes y gestionarlos. Por esto, la carga, el recurso de generación y el almacenamiento pueden ser administrados de modo muy preciso y a nivel local, cualidad que hace muy atractivas a estas redes.

¿Qué otros beneficios tienen las micro-redes?
Otro de sus beneficios es la mejora en la confiabilidad del sistema, pues puede desconectarse del resto de la red y operar autónomamente por un período de tiempo antes de tener que reconectarse. De esta manera, no solo los clientes pueden ser atendidos de manera más confiable, sino que la micro-red se transforma en un recurso multifunción (aportando generación o demanda, por ejemplo) que puede ser despachado según las necesidades de la red.

Junio 2015
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