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en mi opinión (continuación de la pág. 128)
r-equerimientos de prueba en mente,
y se instalaron bajo alguna versión de
una tarifa de medición de energía neta
(NEM, por sus siglas en inglés). El 22
de junio de 2020 California implementó el requerimiento de comunicaciones
de la fase 2 que permite la certificación
del fabricante en lugar de una prueba
de un extremo a otro. Esto crea dos
problemas a la hora de utilizar las FED
existentes para servicios de red. Primero, con una tarifa NEM que compensa la energía exportada hacia la red a
la tarifa minorista completa, existen
pocos incentivos para que los clientes
hagan cualquier otra cosa. En segundo
lugar, incluso si los clientes lo hicieran, ¿cómo aceptarían/podrían aceptar
una solicitud de servicio para regular
la tensión, por ejemplo, si no tienen un
inversor inteligente probado?

Adopción lenta de
plataformas de gestión
críticas
Mientras participaban en la iniciativa
Voices of Experience del sistema de
administración de distribución avanzado (ADMS, por sus siglas en inglés) del
Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE), los investigadores
del DOE descubrieron que un número sorprendentemente bajo, solo unos
cuantos, de servicios públicos en los
Estados Unidos tenían o estaban considerando implementar un ADMS. Un
ADMS proporciona una vista crítica
del sistema y administra los recursos
de servicios públicos convencionales,
como condensadores, reguladores,
transformadores, interruptores, etc.,
que resultan clave para avanzar hacia
un futuro energético más resiliente y
confiable. Todos los recursos deben administrarse al mismo tiempo para operar la red de manera segura y confiable.
Sin un ADMS que proporcione visibilidad de las condiciones de la red,
¿cómo se aprovechan las FED? Para
pronosticar y determinar una necesidad de servicio y efectuar esa solicitud
al sistema de distribución o al mercado
mayorista, un DERMS es una herranoviembre/diciembre 2020	

mienta de software y control necesaria
para integrar en las operaciones de distribución.
La implementación del ADMS no
solo viene antes que el DERMS, sino
que su funcionalidad (modelo de flujos
de potencia, administración de vols/
vars, etc.) debe examinarse antes de la
implementación del DERMS. El DERMS no solo debe estar integrado en el
ADMS, permitiendo una vista única y
unificada del sistema de distribución,
sino que también guía el despacho de
todos los recursos, sujeto al estado operativo total de la red en función de las
restricciones de la red, el estado de los
interruptores, la carga y las capacidades de las FED.
Basado en dos rondas de solicitudes de propuestas en SDG&E con
varios años de diferencia, supe que la
estructura de control jerárquica, federada y distribuida necesaria para controlar cantidades grandes y escalables
de FED (decenas de miles a millones)
no está actualmente disponible en el
mercado. Solo se utilizan proyectos
piloto o soluciones de software aisladas y personalizadas para controlar
pequeñas cantidades de FED. El DOE
está financiando la I+D de DERMS a
través de su Consorcio de Laboratorios
para la Modernización de la Red y de
su Oficina de Electricidad.

Falta de técnicas de
medición y verificación
Finalmente, se deben implementar
ciertas técnicas de medición y verificación para compensar los servicios de
la red. A nivel del mercado mayorista,
los requerimientos son claros, pero los
agregadores de FED creen que son demasiado engorrosos, y existen restricciones operativas propias del sistema
de distribución que afectan la disponibilidad de agregación. A nivel de distribución, sin un medidor de salida del
generador, no está claro cuál sería la
respuesta real a una solicitud de servicio. (En 1999, las empresas de servicios
públicos de California pidieron a los
responsables de la formulación de po-

líticas que exigieran un medidor de salida de generador, pero la solicitud fue
rechazada debido a la preocupación de
que el requerimiento adicional aumentaría el costo de las instalaciones solares). Si bien es posible estimar la salida
de potencia de un sistema FV en función de los datos de irradiancia solar y
la orientación del panel, en California,
los paneles solares están orientados en
todas las direcciones, incluido el norte,
en función de las limitaciones de ubicación de las instalaciones/propiedades.

Un poquito de historia
A fines de la década de 1990, las FED,
o generación distribuida (GD) como se
conocía en ese momento, fueron implementadas por entidades más grandes
con una carga de calor significativa
en aplicaciones combinadas de calor
y potencia. Sin embargo, durante ese
periodo también comenzaron a implementarse los sistemas FV y las microturbinas desarrolladas con una interfaz
de inversor (convertidor de CC a CA)
a la red. A finales del 2000, SDG&E
disponía de 32 instalaciones FV para
un total de 105 kW.
En 1999, la Comisión de Servicios
Públicos de California (CPUC, por sus
siglas en inglés) abrió una reglamentación sobre interconexión de GD buscando reducir las barreras, disminuir
los costos y acelerar su adopción. Este
esfuerzo inclusivo de los interesados,
codificado en la Regla 21, resultó en
requerimiento estándar para inversores. Se pidió a las empresas de servicios públicos que evaluaran la GD
como una alternativa a las soluciones
tradicionales con cables, y los proveedores ofrecían suministrar, alquilar o
arrendar un generador a la empresa de
servicios públicos. Esta revisión de la
Regla 21 llevó a las partes involucradas y a un grupo más amplio de interesados a desarrollar el Estándar 1547
del IEEE y actualizar el UL 1741. Un
principio clave de los estándares era
que la unidad de la GD no causara
ningún daño en condiciones normales
de funcionamiento y se desconectara
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