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tabla 4. Una comparación de los diferentes niveles de certeza para el acceso a la red requerido por los clientes.
Certeza en los
requerimientos de
acceso a la red del
cliente

Acceso a la red ofrecido
por los operadores de red

Alta

Estable

Baja

Intermitente

Cargos del sistema al
usuario

Tasa de rentabilidad
al propietario de la
distribución

Inversión tradicional
en activos

Alta

Baja

Operación flexible a
corto plazo

Baja

Alta

Actividad de la red

patrones de demanda diferentes debido a factores como los
comportamientos de uso de energía, los precios de la energía
y las tecnologías. En esta sección, investigamos las incertidumbres en tres niveles de tensión de la red: tensión baja
(0.415-11 kV), media (11-33 kV) y alta (66-132 kV). Se discuten las incertidumbres temporales y de magnitud.
Los datos fueron recolectados de hogares y subestaciones de zonas selectivas, incluyendo el sur de Gales, Irlanda
y Londres. La figura 3 muestra la distribución de las ocurrencias máximas diarias para los datos anuales recolectados para los niveles de alta, media y baja tensión. La distribución temporal a través de todos los niveles de tensión
de red está sesgada hacia los periodos vespertinos, lo que
indica una hora de carga máxima coincidente. Sin embargo,
la hora de carga máxima está más dispersa a medida que
cae el nivel de tensión. A nivel de baja tensión, el 37 % de
las horas de carga máxima se distribuyen entre las 4:00 y
las 10:00 p.m., mientras que el 11 % de las cargas máximas
ocurrió entre las 8:00 a.m. y el mediodía, y el resto se distribuyó al azar. En el nivel de alta tensión, más de la mitad
de los valores de muestra se encuentran dentro de un intervalo estrecho entre las 4:00 y las 8:00 p.m. Las desviaciones
estándar (en horas) de las distribuciones horarias de carga
máxima son 1.13, 1.55 y 2.48 para los niveles de alta, media
y baja tensión, respectivamente, consistentes con los que se
muestran en la figura 3.
La tabla 3 enumera la precisión del pronóstico de carga
máxima con un día de antelación en diferentes niveles de
voltaje utilizando los modelos ARIMA. El error porcentual
absoluto medio (MAPE, por sus siglas en inglés) se utiliza
para medir la precisión de un pronóstico calculando la escala
relativa del error como un porcentaje. Un MAPE más bajo
indica un mejor rendimiento de los pronósticos. La prueba
de 100 subestaciones/clientes de baja tensión y 249 subestaciones de media tensión dio como resultado unos MAPE
de 55.78 y 12.83 %, respectivamente. A medida que el nivel
de tensión aumenta a alto, el MAPE cae a 4.21 %, lo que
indica que las incertidumbres de magnitud se pueden reducir
a niveles agregados.

Posibles esquemas de fijación de precios
que reducen las incertidumbres futuras
y la inversión de riesgo
Existe una gran diversidad en el uso de energía en una
amplia base de clientes. Las incertidumbres varían sustan38	

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cialmente entre los tipos de clientes, tanto en términos de
la magnitud como del tiempo de uso máximo. Del mismo
modo, las incertidumbres en los diferentes niveles de voltaje
varían significativamente, con niveles de voltaje más bajos
que tienen incertidumbres mucho más altas. No obstante,
las metodologías tradicionales de fijación de precios en la
red no distinguen entre incertidumbres de carga y proyecciones futuras para diferentes cargas, lo que podría conducir
a inversiones innecesarias en la red, como se experimenta
actualmente en partes de la red de Gran Bretaña. Como
resultado, la nueva batería de reformas en los cargos de red
que comenzó en 2019 en el Reino Unido se enfoca en lograr
una mayor eficiencia en el uso de la red existente al reducir
las incertidumbres futuras y administrarlas a través del uso
compartido de la red.
Se pueden reducir las incertidumbres mejorando la definición de acceso a la red para los clientes (véase la tabla 4).
Para los clientes que requieren una alta certeza en el acceso
a la red, sus necesidades aún pueden ser atendidas por una
costosa inversión de red tradicional, lo que conduciría a un
alto uso de los cargos de red. Para los clientes que no requieren una alta certeza en el acceso a la red, sus necesidades
pueden ser mejor atendidas a través de un acceso a la red
intermitente y menos costoso, que podría complementarse
con recursos locales del cliente y/o almacenamiento de energía de la red.
Un enfoque para gestionar la incertidumbre podría ser
ofrecer acceso flexible a la red, reconociendo que los futuros
operadores de redes de distribución tendrían dos actividades básicas: la inversión tradicional en redes a largo plazo
y la operación flexible a corto plazo que movilizan recursos inherentes a nivel de clientes y redes para gestionar las
incertidumbres. Para este último, es importante comprender
que los recursos tienen una capacidad finita durante periodos limitados, por lo que los operadores de red podrían ser
recompensados si están dispuestos a asumir riesgos y desarrollar una mayor capacidad para comprender y mitigar las
incertidumbres a través de la inteligencia operativa a corto
plazo, minimizando así las inversiones en nuevos activos.
A medida que más clientes opten por un acceso a la red
intermitente y menos costoso, podría haber menos necesidad
de que los clientes soliciten capacidad firme, y el costo de
acceder a esta para atender a menos clientes se volvería excesivamente costoso. En tal situación, las provisiones locales
de energía pueden volverse competitivas en comparación
mayo/junio 2020



IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - May/June 2020

Table of Contents for the Digital Edition of IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - May/June 2020

Contents
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IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - May/June 2020 - 99
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