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fuentes del lado de la demanda para abastecer mejor al sistema
eléctrico, ha dado lugar a otro procedimiento centrado
en el desarrollo de una metodología de valoración de FED
estandarizada para utilizarla en California. Esto condujo al
desarrollo de la Calculadora de Costos Evitados (ACC, por
sus siglas en inglés), que consiste en un proceso de modelado
anual para cuantificar los beneficios asociados con las fuentes
del lado de la demanda en un periodo de planificación
específico.
El modelo de ACC incorpora valor derivado de los costos
evitados de todas las actividades asociadas con la generación
y distribución de energía eléctrica. Luego, se simulan los
costos por cada hora de cada año en el periodo de estudio. La
figura 2 ilustra 1) los tipos de costos incluidos en el modelo
(GEI evitados en azul, energía en verde, capacidad de generación
en amarillo, capacidad de transmisión en marrón,
pérdidas de líneas [no visible], capacidad de distribución en
rojo y costos por fugas de metano en verde claro); y 2) los
cambios que han ocurrido en el modelo en las últimas tres
iteraciones (2019-2021).
La versión de 2021 de la ACC supone que la unidad marginal
de capacidad de generación en las tardes es el almacenamiento
a escala de servicios públicos, lo que tendrá un
costo y un perfil de emisiones de GEI significativamente
menores a la unidad marginal modelada anteriormente; una
turbina de combustión de gas. Por lo tanto, las FED están
reemplazando una unidad de almacenamiento menos costosa
y con menos emisiones en las horas de la tarde con una
capacidad de transporte de carga altamente efectiva, reduciendo
su valor de reemplazo. Además, la versión de 2021
utiliza un modelo de costos de producción para simular
precios futuros en lugar de utilizar tendencias históricas de
precios, lo que supone menores costos de energía en años
futuros, reduciendo aún más el costo evitado.
No se requiere el marco estándar de la ACC para que las
empresas de servicios públicos lo utilicen como parte de las
solicitudes de NWA del DIDF. Para estos ciclos de adquisición,
las empresas de servicios públicos pueden realizar su
propio análisis de rentabilidad, que tradicionalmente no se
Preparación
Adaptación
Resistir y
absorber
1
ha hecho público. La implementación de un marco estándar
que sea transparente y obligatorio para las solicitudes
podría servir para introducir más proyectos en el proceso de
contratación. El mecanismo de SOC podría ser un paso en
esta dirección. Bajo este mecanismo, la empresa de servicios
públicos comunica por anticipado lo que desea pagar por un
servicio o producto de FED en particular y así define un
objetivo al que apunten los proveedores de FED. El ciclo de
2022 será el primero en incluir una solicitud de SOC, por
lo que aún no se ha determinado si este concepto servirá o
no para presentar proyectos de FED de aplazamiento de la
inversión en distribución.
Para el Piloto de Asociación de IOU, la carga de valoración
de las FED recae en los ESP seleccionados por las
empresas de servicios públicos. Con este marco, las empresas
de servicios públicos definen un presupuesto específico
para los circuitos utilizando el 85 % del costo estimado de
la actualización convencional y así adquirir capacidad de
FED para el aplazamiento de actualización en distribución.
Dado que la empresa de servicios públicos ya ha definido su
voluntad de pagar por NWA basadas en FED/RD, depende
del ESP determinar si el valor establecido por la empresa de
servicios públicos será suficiente para justificar un proyecto
y/o si hay flujos de valor adicionales disponibles para obtener
ingresos de estos mismos activos (es decir, participación
en el mercado mayorista).
Además, sigue habiendo limitaciones importantes en el
modelado de costos y beneficios ante las prolongadas interrupciones
eléctricas relacionadas con el clima. La ACC no
asigna ningún valor a los proyectos de FED basados en la
capacidad de resistir interrupciones difíciles de predecir e
inevitables. Esto limita la posibilidad de asignar fondos de
inversión en distribución y transmisión para proyectos de
FED con la idea de financiar o construir microrredes comunitarias
que puedan ofrecer resiliencia y capacidad local por
el valor del aplazamiento en distribución. No obstante, en
vista de la posibilidad de que haya interrupciones generalizadas
por las PSPS y los incendios forestales, la CPUC reservó
incentivos importantes en su Programa de Incentivos a la
Recuperación
Mecanismos para mejorar la resiliencia
1) Reducir la magnitud de la perturbación
2) Extender la duración de la resistencia
3) Reducir la duración de la perturbación
4) Reducir la duración de la recuperación
Responder y adaptar
23 4
Perturbación
Tiempo
figura 3. Resiliencia y funciones del sistema (Fuente: CPUC 2020).
36
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marzo/abril 2022
Función original del sistema en
respuesta a la perturbación
Función más resiliente del sistema
en respuesta a la perturbación
Función del sistema sin
perturbación
Función del sistema F(t)

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Table of Contents for the Digital Edition of IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - March/April 2022

Contents
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