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de IOU. El resultado incluyó el Marco de Aplazamiento de la
Inversión en Distribución (DIDF, por sus siglas en inglés), en
que las empresas de servicios públicos realizan una revisión
anual de sus prioridades de inversión en redes a cinco años
e identifican los proyectos que podrían ser reemplazados o
aplazados mediante FED. Luego, los proyectos identificados
se clasifican en " niveles " de potencial oportunidad de aplazamiento
basándose en su rentabilidad, certeza de pronóstico
y evaluación de mercado. Los proyectos de Nivel 1 son
considerados como las mejores opciones de NWA, dado que
tienen la mayor posibilidad de aplazar la inversión por 10
años. Una vez que se seleccionan y clasifican los proyectos,
la empresa de servicios públicos propiedad de inversionistas
(IOU, por sus siglas en inglés) hace una solicitud de ofertas
(RFO, por sus siglas en inglés) para seleccionar proyectos a
fin de adjudicarlos y desarrollarlos.
Entre las tres IOU eléctricas de California; Pacific Gas &
Electric (PG&E), Southern California Edison (SCE) y San
Diego Gas & Electric (SDG&E), se presentaron 31 proyectos
que implicaban más de 100 MV de capacidad. Hasta la fecha
se han completado dos, y 11 fueron cancelados o no obtuvieron
un contrato. Los proyectos fueron cancelados porque
la subestación se encontraba en un área de incendios forestales
o el pronóstico de carga dio lugar a la especificación
de actualizaciones de distribución tradicionales. Las IOU
no adjudicaron contratos para otros proyectos propuestos
debido a que ningún subconjunto de ofertas cumplía con los
requerimientos de los proyectos o a que el proyecto presentado
no se consideraba rentable.
De los proyectos, SCE ha adquirido soluciones de FED
para siete proyectos de aplazamiento propuestos con un total
de 35 MV de capacidad, y PG&E ha ofrecido contratos para
13 proyectos de aplazamiento
basados en FED con 30 MV de
capacidad. SDG&E no adjudicó
ningún contrato de aplazamiento
ni identificó un proyecto de
inversión en distribución elegible
en los ciclos del DIDF de 2019 y
de 2020. Se muestran más detalles
sobre los resultados de las
solicitudes del DIDF en la tabla 1.
Como quedó demostrado por
Empresa de
servicios
públicos propiedad
de inversionistas
PG&E
la cantidad limitada de proyectos
adquiridos y la falta de soluciones
implementadas, el proceso del
DIDF existente ha demorado en
producir NWA que reemplacen
de manera efectiva las inversiones
tradicionales en redes. Algunas
de las partes interesadas sostienen
que la eficiencia limitada
es atribuible a varios factores.
Por un lado, el marco ordena a las
empresas de servicios públicos
marzo/abril 2022
SCE
que tomen medidas contrarias a los incentivos establecidos
para las empresas de servicios públicos reguladas. En el
contexto regulado, se incentiva a las empresas de servicios
públicos a hacer inversiones tradicionales diseñadas para
mejorar la confiabilidad del sistema, dado que estas inversiones
les permiten tener una tasa de retorno garantizada.
En un artículo de Greentech Media de 2020 se expone:
" Las NWA, en cambio, piden a las empresas de servicios
públicos que confíen en proveedores de FED de terceros o
en agregadores para entregar el mismo nivel de confiabilidad
y no ofrecen una ruta clara para recuperar los costos
implicados, incluso si son menores a los de una actualización
tradicional " . Sin embargo, las NWA pueden beneficiar a una
empresa de servicios públicos dando la posibilidad de distribuir
los riesgos de un proyecto entre esta y el proveedor de
FED. La empresa de servicios públicos internaliza el riesgo
asociado con la sobrecarga de las líneas si la FED no rinde,
mientras que el proveedor de FED corre el riesgo de que no
le paguen si la FED es incapaz de rendir.
Como resultado del lento avance en el proceso de RFO
del DIDF, la CPUC desarrolló otros dos mecanismos de
adquisición para fomentar la implementación de NWA: 1)
el Piloto de Asociación de IOU y 2) el Piloto de Contrato de
Oferta Estándar (SOC, por sus siglas en inglés). El piloto de
IOU crea una nueva tarifa para las IOU a fin de apoyar la
adquisición de FED. Este requiere que las empresas de servicios
públicos preseleccionen proveedores de soluciones de
energía (ESP, por sus siglas en inglés) para que los clientes
de ubicaciones específicas puedan inscribir sus FED en el
programa. El límite presupuestario de cada proyecto será de
un 85 % del costo convencional estimado de actualización
con cables, asegurando al menos un 15 % de ahorro para
tabla 1. Resultados de solicitudes del DIDF.
Cantidad de
Año
de la carta de
aviso
SDG&E
2017
2018
2019
2020
2017
2018
2019
2020
2017
2018
2019
2020
Capacidad
propuesta (MW)
4
12.6
>14.5
>19.2
>12.7
35.4
9.6
no revelada
proyectos
de
aplazamiento
propuestos
1
4
4
7
4
6
2
1
Cantidad de
proyectos
adjudicados
4
2
7
6
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Table of Contents for the Digital Edition of IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - March/April 2022

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