IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - July/August 2021 - 35

acceso público a resultados de la capacidad de almacenamiento
de las FED, resultados del análisis de beneficios netos
locales, conjuntos de datos descargables para desarrolladores
de FED, etc. La evaluación de necesidades de redes incluye las
deficiencias previstas de los equipos en todo el sistema de SCE
y la demanda gradual y el aumento de FED previstos para cada
circuito en un periodo de previsión de cinco años. El informe
de posibilidades de aplazamiento de la distribución presenta
el rango estimado de las necesidades de mejoramiento del sistema
en los horizontes temporales correspondientes.
Cómo evaluar la contribución
de las FED a la carga máxima
A fines de 2013, SCE lanzó el Programa Piloto de Fuentes
Preferidas (PRP, por sus siglas en inglés) en la región
sur de su territorio con el objetivo de determinar si las FED
implementadas a nivel local podrán suministrar o no el
aumento de carga previsto de manera confiable para 2022.
El área donde se implementa el PRP es abastecida por dos
subestaciones de 230/66 kV, abarca 13 ciudades y atiende
a aproximadamente 250,000 cuentas de clientes. La carga
máxima es manejada principalmente por clientes comerciales
e industriales.
Diseño de la cartera
La implementación del PRP se ilustra en la figura 2, que
incluye el proceso de diseño de la cartera. Este proceso anual
determina el tipo y la cantidad de fuentes preferidas que pueden
cubrir de manera más efectiva las necesidades de carga
previstas sujetas a las restricciones operativas de las fuentes
preferidas, específicamente: disponibilidad, duración e
intermitencia.
En primer lugar, el aumento de carga se prevé utilizando un
enfoque ascendente que incorpora el aumento de carga esperado
desde el nivel de circuito hasta las subestaciones. Como
era de esperar, la carga gradual anticipada ha fluctuado año a
año desde el lanzamiento del PRP debido a las variaciones en
las proyecciones de aumento de la carga, las tasas de adopción
de FED y su impacto en la carga, las fluctuaciones de temperatura
y los cambios en el comportamiento de los clientes. El
siguiente paso en el proceso de diseño de la cartera es el desarrollo
de formas de carga y atributos de las fuentes. Se utilizan
los pronósticos de forma de carga horaria desarrollados para
2022 a fin de cuantificar la demanda sobre la base de referencia
de 2013. La necesidad de carga gradual para 2022 debe ser
atendida por la cartera de fuentes preferidas y define los los
atributos requeridos para cubrir el delta: cantidad, duración,
frecuencia, margen de tiempo o temporada y hora del día.
El último paso en el proceso es la selección de las fuentes
preferidas más adecuadas para la cartera del PRP ajustando
las fuentes preferidas adquiridas por la hora de acuerdo con el
día de mayor demanda previsto en 2022. La cartera se vuelve
a evaluar cuando se agregan o quitan fuentes preferidas (p. ej.,
debido a términos de contratos) o cuando se desarrollan nuevos
pronósticos. El proceso de diseño de la cartera se ajusta
julio/agosto 2021
periódicamente para incorporar actualizaciones basadas en el
rendimiento medido de las fuentes preferidas implementadas.
La cartera de FED del PRP implementada actualmente
para llenar el espacio entre la demanda de referencia de 2013 y
la base de carga de 2022 está detallada en la tabla 1. El tamaño
tabla 1. La cartera de FED del PRP
de la región sur, que abarca 13 ciudades.
Capacidad de FED
implementada (MW)
Tipo de fuente
Eficiencia
energética
Cambio de carga
permanente
Respuesta a la
demanda
Generación
distribuida particular
Generación
distribuida pública
Almacenamiento
de energía particular
Almacenamiento
de energía público
Híbrido (generación
distribuida con
almacenamiento
de energía)
Subtotales
Total
Programas/
tarifas del
cliente
30.21
59.63
4.78
0.82
Propiedad
de empresa
de servicios
Licitaciones
7.62
3.84
11.7
2
públicos
1.4
95.44
25.16
122
1.4
tabla 2. Rendimiento de la cartera de FED del PRP
durante una carga máxima del 26 de julio de 2019.
Tipo de fuente
Generación
distribuida
(cogeneración)
Generación
distribuida (FV)
Respuesta a la
demanda
Eficiencia
energética
Almacenamiento
de energía
Total
Capacidad
de FED
implementada
(MW)
19.6
47.92
16.04
15.05
3.4
102.01
Reducción de
carga máxima
medida (MW) Efectividad
18.9
35.54
10.59
4.66
2.67
72.36
96 %
74 %
66 %
31 %
79 %
71 %
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