IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - March/April 2022 - 33

Si bien los incentivos para la reducción de carga son altos,
no hay certeza en los programas de emergencia, dado que la
cantidad de eventos o su duración en un año es impredecible.
recursos (AR), las reducciones en la capacidad de generación
hidroeléctrica causadas por la sequía, la interrupción
de las líneas de transmisión por los incendios forestales y
las PSPS para evitar incendios durante eventos meteorológicos
extremos. Las consecuencias de una menor confiabilidad
y resiliencia afectan directamente la salud pública y la
seguridad, y alteran la vida de las personas y las operaciones
comerciales normales.
En agosto de 2020, el Operador Independiente de Sistemas
de California (CAISO, por sus siglas en inglés) se vio
en la obligación de establecer una interrupción eléctrica
programada de dos días en respuesta a las condiciones de
emergencia de una prolongada tormenta de calor. Fueron las
primeras interrupciones programadas, y la primera vez hubo
más de una declaración de emergencia desde la implementación
de AR en 2006. Hubo muchas preguntas sobre lo que
sucedió.
El CAISO, la CPUC y la Comisión de Energía de California
(CEC) prepararon en conjunto un análisis de causa raíz
para determinar los factores que provocaron las interrupciones
programadas. El mayor uso de aire acondicionado, una
eficiencia menor en la generación convencional y una generación
hidroeléctrica más baja por las condiciones de sequía
jugaron una parte, pero la pregunta definitiva es: " ¿por qué
no había una capacidad adecuada de recursos? " El análisis
identificó varios problemas que contribuyeron a la emergencia,
siendo el más relevante que el aumento inesperado en la
demanda del sistema superó los objetivos de AR y planificación
y que, al transitar hacia una cartera de energías limpias,
la planificación de las necesidades de rampas de energía en
las primeras horas de la tarde no se ha mantenido a la par
con las necesidades de la red.
Los déficits de generación en agosto de 2020 tuvieron
muchas potenciales causas principales, como programas de
demanda imprecisos de las entidades de servicio de carga
en el predespacho del mercado y la pérdida inesperada de
un generador que suministraba 475 MW. El CAISO tomó
muchas medidas para mitigar la pérdida de reservas de funcionamiento,
pero al final dio inicio a interrupciones forzadas
de 932 MV y 466 MW en dos días para permanecer
dentro de los niveles aceptables de reserva y así mantener
la confiabilidad del sistema en general. En los días posteriores
a la tormenta de calor no se requirieron interrupciones
debido a una serie de medidas que tomó el operador, a
la coordinación regional, a los programas de respuesta a la
demanda (RD) y a las exitosas campañas públicas para que
los consumidores redujeran su uso de energía.
marzo/abril 2022
Esta eventualidad generó una nueva norma de emergencia
para la confiabilidad (R.20-11-003) por parte de la
CPUC, que disponía un nuevo programa de RD, el Programa
de Reducción de Carga de Emergencia (ELRP, por sus siglas
en inglés), seguido de un decreto ley que creaba un nuevo
programa de RD: el Programa de Emergencias del Estado
de California. Cada programa tiene un pago fijo de US$ 1/
kWh y US$ 2/kWh, respectivamente, para los clientes que
reduzcan sus cargas tras recibir notificaciones de emergencia.
Sin embargo, los programas de emergencia hacen poco
por influir en el desarrollo de FED en general o de NWA en
específico. Si bien los incentivos para la reducción de carga
son altos, no hay certeza en los programas de emergencia,
dado que la cantidad de eventos o su duración en un año es
impredecible. Aun así, en la Fase 2 de la reglamentación de
emergencia para la confiabilidad, la CPUC ha identificado
un déficit de hasta 5,000 MW para 2022, lo que indica que
probablemente se necesita una reducción de carga continua a
partir de los programas de emergencia en los próximos años.
Recientemente, en abril, mayo y julio de 2021, se declaró
un estado de emergencia en 50 condados de California
debido a condiciones graves de sequía. En junio y julio de
2021, también se declaró un estado de emergencia por eventos
de calor extremo en el oeste de los Estados Unidos. Como
resultado de la sequía y los eventos de calor, se perdieron más
de 1,000 megavatios de capacidad cuando los niveles bajos
de agua en los embalses obstaculizaron el uso de las centrales
hidroeléctricas. Otros 4,000 megavatios no pudieron
importarse desde el Pacífico Noroeste a California cuando
el incendio de Bootleg en Oregón interrumpió un corredor
de transmisión principal. Como se ha observado en los últimos
años, las temperaturas elevadas prolongadas generan
una mayor demanda del sistema, requiriendo el despacho de
unidades generadoras marginales (muchas de las cuales son
ineficientes, antiguas e incapaces de controlar el estrés de
las temperaturas altas de funcionamiento) y provocando que
los precios de la energía pico sean extremadamente altos.
Además, esto incrementa el estrés en la red de T&D debido
a la congestión, aumenta las pérdidas de líneas y reduce la
capacidad de transporte de estas.
El abordaje de los impactos de eventos por el cambio climático
y las estrategias de mitigación acarrea un costo alto
para el sistema de T&D eléctrica. En un informe de 2018
sobre el impacto del cambio climático en la red eléctrica de
California, la CEC indicó que las interrupciones por incendios
forestales podrían provocar costos de transmisión de
hasta US$ 9 millones y de distribución por hasta US$ 61
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IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - March/April 2022

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