Los californianos adoran la energía renovable. De hecho, California se convirtió en el primer estado en requerir paneles solares en todas las casas nuevas.
Pero el nuevo requisito genera preguntas: ¿cómo complicará la nueva ley el mercado de la electricidad? ¿Qué tensiones colocará en las redes de distribución existentes?
A medida que California lucha por cumplir con la fecha límite de 2030 para recibir el 50 por ciento de su electricidad de fuentes renovables, el estado necesita encontrar formas de rastrear, medir y valorar el consumo y la producción de electricidad que explican la variabilidad de la electricidad que proviene de fuentes descentralizadas, tales como energía solar, eólica y baterías. Sin un manejo cuidadoso, estas fuentes, conocidas como recursos de energía distribuida o DER, tienen el potencial de causar una entrega de energía poco confiable, o incluso interrupciones, y llevar a las compañías de servicios públicos a sobrecargar a los clientes.
Un nuevo documento de ingenieros eléctricos en la Facultad de Ingeniería Marlan y Rosemary Bourns de la Universidad de California, Riverside, ofrece una forma de dar cuenta de las incertidumbres introducidas tanto por el mercado eléctrico como por los DER para que las empresas de servicios públicos puedan equilibrar la red de distribución y encontrarlas tarifas de cliente más justas
Una de las formas en que los gerentes del mercado de la electricidad aseguran una distribución equitativa de la energía es ofreciendo incentivos para que los clientes reduzcan o difieran el consumo de energía durante las horas pico. Los clientes pueden elegir usar menos electricidad o cambiar su uso a una fuente distribuida, comoPaneles solares o baterías en la azotea. Los clientes también pueden hacer que haya más electricidad disponible durante las cargas máximas vendiendo a la empresa de servicios públicos el exceso de electricidad generado por sus paneles solares en la azotea.
El problema, según los investigadores, es que las organizaciones que supervisan la red en su conjunto, conocidas como operadores de sistemas independientes o ISO, no envían, y a menudo no pueden ver, la ubicación de los DER de la red. Solo venLas líneas de transmisión y los recursos conectados a ellos, como la demanda colectiva en las subestaciones y las centrales eléctricas. Determinan las condiciones del mercado en función del panorama general sin conocer los detalles que podrían tener consecuencias importantes en la red eléctrica.
"Los ISO ven la electricidad hasta la subestación que la alimenta a una red de consumidores pero son ciegos a lo que sucede entre los miles o millones de clientes después de ese punto", explicó Ashkan Sadeghi-Mobarakeh, un estudiante de doctorado en electricidad y electricidad de UC Riversideingeniería informática y primer autor del artículo: "La demanda de cada cliente en cada ubicación tiene un impacto local diferente en la red de distribución".
California ISO, o CAISO, ha introducido un nuevo índice para gestionar mejor las cargas flexibles y receptivas de acuerdo con las condiciones del mercado. Pero el índice sugiere el despliegue de cargas flexibles solo de acuerdo con las condiciones del mercado, lo que significa que el índice de CAISO no considera que la participación en el mercadode los DER ubicados en redes de distribución pueden superar los límites de una red.
Si CAISO o la empresa de servicios públicos determinan los tiempos para desplegar o diferir las cargas eléctricas sin tener en cuenta los recursos renovables in situ y las condiciones de la red de distribución, corren el riesgo de sobrecargar la red y provocar cortes. Contraria al sentido común, reduciendo la entrega de electricidad a los alimentadores de distribución enla carga máxima podría conducir a mayores costos y disminuir la estabilidad de la red.
El documento de UC Riverside considera no solo las condiciones del mercado, sino también el impacto que los recursos flexibles tienen en las restricciones de la red de distribución.
Sadeghi-Mobarakeh usó algoritmos novedosos para modelar costos y cargas eléctricas en diferentes escenarios de mercado y los probó en una red de distribución estándar. Utilizó su algoritmo para comparar el costo y el estrés en la red de distribución con lo que predeciría el modelo convencionalDescubrió que si la compañía de servicios públicos hubiera ofertado según su modelo, podrían haber entregado energía a los consumidores a un costo considerablemente menor durante muchos días, con menos riesgo para la red.
Los investigadores proponen dos nuevos índices para ayudar a las empresas de servicios públicos a mirar más allá de las condiciones del mercado e identificar alimentadores con un mejor rendimiento para la operación de cargas diferibles. Sugieren formas en que los DER pueden participar activamente en el mercado de la electricidad siguiendo las señales del mercado. Los dos índices muestran cómoun buen alimentador responde a las señales del mercado sin tener un efecto negativo en la red de distribución. Los nuevos índices pueden ayudar a las compañías de servicios públicos a determinar una estrategia de oferta óptima en el mercado diario, junto con los horarios óptimos para cargas diferibles.
"Los índices propuestos en este documento se pueden combinar con mediciones de campo desde medidores inteligentes en subestaciones para medir en tiempo real el impacto colectivo que los recursos de energía distribuida tienen en la confiabilidad del sistema de distribución", dijo Sadeghi-Mobarakeh.
Además de Sadeghi-Mobarakeh, los autores incluyen a su asesor, Hamed Mohsenian-Rad, profesor de ingeniería eléctrica e informática en UC Riverside; Alireza Shahsavari, estudiante de doctorado en UC Riverside; y Hossein Haghighat de la Universidad Islámica Azad de Jahrom.
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Materiales proporcionado por Universidad de California - Riverside . Nota: El contenido puede ser editado por estilo y longitud.
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