Retos Asociados a la Generación Distribuida

La adopción del esquema de generación distribuida, a pesar de tener beneficios en diferentes áreas, tiene asociados algunos retos que al día de hoy dificultan su imple- mentación a gran escala. A continuación se presentan los retos técnicos detectados a nivel internacional para su incorporación masiva en las redes de distribución, así como los retos comerciales, financieros y regulatorios detectados a nivel nacional.

Impactos a la red de distribución

Los retos asociados al impacto de la generación distribuida en la red eléctrica se deriva en gran medida del hecho que las redes de distribución se diseñaron para transportar la electricidad desde las subestaciones hasta los usuarios finales, sin in- yecciones de energía de por medio. La severidad de los impactos de la generación

distribuida en la red variará con el nivel de penetración, la localización de los gene- radores y las características de la red (topología, calibre de conductores, número y tipo de clientes, entre otros).

Aunque la generación distribuida no se limita a fuentes de energía limpia, lo cier- to es que la gran mayoría de los sistemas de generación distribuida aprovechan el recurso solar y eólico, ambos intermitentes. Altos niveles de generación en la red de

distribución pueden tener como consecuencia los siguientes efectos:9

Incrementos de tensión: la inyección de potencia activa en redes de distribución radiales incrementa los niveles de tensión, particularmente en las colas de los circuitos. Esto puede llevar a sobrepasar los límites permitidos en la normativa de calidad de tensión de suministro, daño a equipo o interrupción del servicio eléctrico.

Fluctuaciones de tensión: la inyección variable de potencia activa (por fuentes intermitentes), y su efecto inmediato en la tensión de operación, puede provocar aumentos y caídas de la tensión de operación. Esto puede llevar a operaciones más frecuentes de cambiadores de derivación de transformadores bajo carga, de reguladores de tensión y de bancos de capacitores con conexión y descone- xión automática. Este efecto se espera en presencia de sistemas de generación distribuida de gran escala.

Fluctuaciones de flujos de potencia reactiva: causados por la conexión y des- conexión automática de bancos de capacitores, cambiadores de derivación bajo carga y reguladores de tensión debido a las fluctuaciones de tensión. Esto puede resultar en incremento de pérdidas en la red y sobrecarga de líneas y transfor- madores.

Desbalance de tensión en la red: En caso de muchos sistemas cercanos a los 10 kW y conectados en servicio monofásico, puede provocar desbalances en la red eléctrica, lo cual va en detrimento de la calidad del servicio eléctrico. Desbalance de tensiones trifásicas pueden provocar corrientes circulantes (calentamiento) y dificultades en operación (salidas repentinas) de transformadores y motores trifásicos

Sobrecarga de equipos: La inyección de potencia por generadores distribuidos pueden reducir la carga en transformadores y secciones de línea. En algunos casos la pérdida súbita de generación o carga puede causar el efecto contrario y sobrecargar a los equipos de transformación y distribución.

Flujos de potencia inversos: Los flujos de potencia podrían ir desde los cir- cuitos ramales hacia alimentadores principales, o de éstos últimos hacia otros alimentadores o la red de transmisión. Los flujos inversos pueden causar malas operaciones de equipos de regulación de tensión.

Distorsión armónica: Causado por proliferación de inversores para sistemas fotovoltaicos y eólicos. Esto será importante considerar en presencia de miles de sistemas fotovoltaicos interconectados con la red de distribución.

Creación de islas eléctricas no intencionadas: Islas no intencionadas se pueden crear cuando secciones de la red de distribución se aíslan de la red, por acciona- miento de las protecciones, y los generadores distribuidos de dichas secciones

se mantienen alimentado cargas10 _{. Dicha condición representaría un peligro}

para personal de la compañía de distribución en labores de mantenimiento y restauración. Además, se pueden presentar problemas de sincronización cuando se reestablece la conexión de la sección en isla.

Aumento de corrientes de falla: Los generadores distribuidos tales como ge- neradores síncronos o de inducción, contribuyen con corrientes de falla de 2-4 pu. Los generadores conectados a la red por medio de inversores tienen mucho menor aporte a corrientes de falla, en el orden de 1-2 pu. Es importante revisar si los sistemas de protección tienen capacidad de liberar las nuevas corrientes de falla producto de la contribución de los generadores distribuidos.

Impacto en coordinación de protecciones: La generación distribuida puede in- crementar los tiempos de liberación de falla, reducir de capacidad de detección de fallas de alta impedancia o interferir en la coordinación de protecciones de la red.11

Impacto técnico de la generación distribuida para autoconsumo El impacto

actual de la generación distribuida para autoconsumo es bajo porque la generación para autoconsumo es usualmente de pequeña escala, el nivel de penetración actual es bajo y los requerimientos de interconexión basado en las normas actuales, como la

IEEE 1547, ayudan a mitigar los impactos antes que estos se presenten.12 _{A medida}

que aumente el nivel de penetración, se empezarán a ver los primeros efectos en la red.

10_{IEEE Std 1547.7, Guide for Conducting Distribution Impact studies for Distributed Resorce In-}

terconnection 2013.

11_{Janssen 2014.} 12_{Veatch 2013.}

El mayor problema para monitorear los impactos en la red de la generación distri- buida tipo autoconsumo, es que hay pocos sistemas de medición instalados para estos generadores pues no se justifica monitorear generación de pocos kW, cuya variación se oculta dentro de la variación de la carga.

Mecanismos para el monitoreo de producción de energía y efectos en la red

Los generadores distribuidos cuya capacidad no supere los 250 kVA, o las unida- des agregadas en un mismo punto de acople común que no superen los 250 kVA,

no requieren sistemas de monitoreo según se estipula en la norma IEEE 1547.13 Las

unidades en esta categoría son pequeñas y califican para tarifas de medición ne- ta; simplemente requieren un medidor bidireccional que registre los kWh en ambos sentidos.

Es importante, sin embargo, que las compañías de distribución tengan un registro actualizado de la localización y capacidad de los generadores para autoconsumo. Estos registros serán insumos importantes para detectar zonas de alta penetración de generación distribuida, y tomar decisiones de realizar estudios especiales de impacto en circuitos o ramales específicos, o instalar equipos de monitoreo de calidad de la energía en la zona de interés.

Para sistemas de 250 kVA o más, el estándar IEEE 1547 sí solicita equipos de monitoreo de las variables eléctricas del generador. El operador de la red puede registrar el status, potencia activa y reactiva de salida, así como la producción de energía en kWh. Según el documento guía IEEE 1547.3, los generadores distribuidos entre 250 kVA y 1.5 MVA difícilmente regularán tensión de la red, por lo que en la mayoría de los casos el operador de la red no requerirá mediciones de tensión de operación del generador.

Impacto en las finanzas de las empresas de distribución

El impacto de la generación distribuida para autoconsumo en las finanzas de las empresas de distribución pueden ser categorizados en dos grupos. El primero lo cons- tituyen los cambios relacionados con los cambios en las prácticas operativas reque- ridas para integrar adecuadamente la generación distribuida y poder capturar sus beneficios. Las empresas requieren adquirir nuevos equipos, software y entrenar al personal en nuevas prácticas operativas.

El segundo está relacionado con el efecto en las finanzas de la empresa debido a la disminución en la re-venta de energía en el sistema de distribución que indirectamente

13_{IEEE Std 1547, Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems}

está relacionado con el procedimiento para el establecimiento tarifario. La mayoría de los costos del sistema se recuperan mediante la venta volumétrica de energía. Sin embargo, los costos en su mayoría son costos fijos y por tanto la reducción en ventas conlleva aumento en el costo por unidad de energía suministrado a los clientes.

Cambio en las prácticas operativas Con la incorporación de sistemas de gene-

ración distribuida, estas redes se vuelven más dinámicas y difíciles de operar, por lo que es necesario incluir nuevas herramientas de análisis, monitoreo y control que aseguren altos niveles de calidad y confiabilidad del servicio eléctrico. Lograr una mayor integración de generación distribuida requiere no solamente la aplicación de medidas técnicas sino que conlleva a una serie de cambios operativos para las em- presas de distribución que pueden tener diferentes efectos sobre sus finanzas. En este estudio no es posible prever su ocurrencia o magnitud, sin embargo es importante reconocerlas cualitativamente.

Seguridad del personal: El cambio en la dirección del flujo de potencia también implica la existencia de fuentes de tensión en la red aunque los alimentadores estén desconectados aguas arriba. En términos de las operaciones de manteni- miento de la red, esto puede implicar cambios en las prácticas de seguridad de personal puesto que debe asegurarse que el circuito esté totalmente desenergi- zado.

Mayor control y monitoreo: Por la forma como actualmente están constituidas las redes de distribución, incluyendo todos sus equipos de monitoreo, control y protección, éstas pueden no estar preparadas para producción masiva de ener- gía en los centros de consumo, y su solución requiere de avances tecnológicos, capacitación de personal y nuevos estudios para planeamiento y operación de la red.

Cambios en las prácticas de planificación: Los beneficios e impactos a la red también implican cambiar la forma en que se realiza la planificación del sistema. La expansión del sistema y la construcción de nueva obra debe considerar la presencia de generadores distribuidos y así evitar casos de costos hundidos o activos bloqueados.

Preparar la oferta de nuevos servicios: La generación distribuida, particular- mente para autoconsumo, solamente suple los servicios eléctricos de suministro de energía. Otros servicios como estabilidad, balanceo y seguridad deben ser suplidos por la red. Actualmente la oferta de estos servicios está agrupada en

el costo de la energía, y en el caso de los clientes de mayor demanda en la tarifa de potencia. Sin embargo, es importante que las empresas puedan desagrupar

los costos de estos servicios para poder ofrecerlos de forma independiente.14

Reducción en los ingresos netos por la venta de energía: Como consecuencia de la oferta unificada de energía, la fuente de ingresos de las empresas es poco diversificada. Los ingresos por la venta de energía son resultado de la tarifa autorizada por el regulador que busca garantizar la sostenibilidad financiera

de la empresa y un servicio de calidad para los usuarios.15 _{Este efecto depende}

en gran medida del modelo tarifario que se utiliza en cada país; en el caso de Costa Rica los ingresos son proporcionales a la energía colocada en el sistema. En el caso de la generación distribuida para autoconsumo, esto implica menor energía colocada en los usuarios y por ende menor ingreso de dinero. Este no es el caso para todos los esquemas de generación distribuida, puesto que en el caso que las empresas de distribución instalen sus propias fuentes distribuidas logran cierta independencia del sistema a bulto. Por ejemplo, en Costa Rica este ha sido el caso de Coopelesca, una cooperativa de electrificación en la zona norte que recientemente ha procurado adquirir las plantas hidroeléctricas distribuidas en su zona de concesión.

Impactos sobre la tarifa de energía eléctrica de la generación distribuida pa- ra autoconsumo Actualmente las empresas de distribución obtienen su ingreso a

partir de la re-venta de energía a los usuarios. Las tarifas que se cobran varían de acuerdo a la categoría de consumo, la potencia pico de demanda y al valor total de energía consumida durante el periodo tarifario. Bajo este esquema, el flujo de dinero se ajusta anualmente de acuerdo con los aumentos en los gastos operativos e históricamente se ha asumido un aumento continuo en la demanda que justifica

inversiones en reforzar la red y aumento en los costos operativos.16 _{Este efecto no se}

puede generalizar puesto que cada país tiene uno o varios criterios para determinar

las tarifas y depende también de la forma de manejar el mercado 17.

El mecanismo de regulación general que utiliza ARESEP, es el de Tasa de Retorno que consiste en fijar los precios para el siguiente periodo, de tal forma que la empresa cubra todos sus costos, incluyendo el costo de capital, dado un nivel de demanda.

14_{Brennan 2014.}

15_{Lara y Nathwani 2014.} 16_Ibíd.

17_{en otros contextos las empresas de distribución no pueden vender energía ni ser dueñas de gene-} ración y solamente brindan el servicio de distribución

La idea principal que subyace bajo este enfoque es analizar cada uno de los concep- tos de costos recogidos en la contabilidad analítica de una empresa para asignarlos individualmente según criterios ad-hoc a cada casilla de la estructura tarifaria y ca- da impulsor de costos. Este enfoque está orientado a una recuperación del costo de servicio de la empresa eléctrica a partir de su contabilidad, y tiene como objetivo el diseño de tarifas integrales que incluyen todos los conceptos, desde la generación hasta la comercialización.

De acuerdo con el citado enfoque, se igualan los ingresos de la empresa con sus costos económicos, que incluyen una rentabilidad justa y razonable por el capital in- vertido. Los costos y gastos son los correspondientes a operación y mantenimiento, el gasto por depreciación (al costo y revaluada), los gastos administrativos o institucio- nales y cualquier otro gasto asociado con el suministro efectivo del servicio público, bajo el principio de que todo gasto incluido en el cálculo de tarifas debe ser útil y utilizado.

Los impactos de la generación distribuida en las tarifas estarán asociados con los componentes del modelo tarifario que afecten, de su magnitud y de la sensibilidad de la tarifa a sus respectivos componentes. Hay impactos que tienen que ver directa- mente con los gastos operativos tarifarios, dado que, con la incorporación de sistemas de generación distribuida, estas redes se vuelven más dinámicas y difíciles de operar, por lo que es necesario incluir nuevas herramientas de análisis, monitoreo y control que aseguren altos niveles de calidad y confiabilidad del servicio eléctrico.

También hay un impacto muy relevante en las tarifas por la afectación de la base tarifaria de las empresas distribuidoras y que se produce cuando se instalan equipos de generación cerca de la carga produciendo una menor utilización de algunos activos de la red. Por lo tanto, las inversiones realizadas por la empresa de distribución, usualmente planificadas a largo plazo, podrían no cumplir con el ciclo operativo esperado impidiendo la recuperación de la inversión o no ser requeridas del todo.

Lo anterior significa que dichos activos se convierten en costos hundidos para la distribuidora y a partir de ahí surge un dilema que consiste en que si se mantienen dentro de la tarifa, todos los usuarios estarían pagando por activos que ya no se requieren para suministrarles el servicio y sino no se reconocen, la empresa vería reducir su rédito para el desarrollo, que es el que le permite realizar las inversiones para asegurar el suministro futuro del servicio a largo plazo. Derivado de lo anterior, en el primer caso los usuarios estarían pagando la depreciación de activos que no se utilizan y en el segundo caso la empresa vería reducida su tarifa.

El cálculo detallado del impacto en cada uno de los componentes requiere un análisis contable muy detallado y es sumamente complejo, particularmente en lo que se refiere a las variaciones en los costos fijos, puesto que depende del plan de

Ca_ud al Salto neto Pérdidas Toma de agua Casa de máquinas Tu_be ría de co_nd ucc_ión

Figura 2.1.: Diagrama de variables para producción hidroeléctrica18

integración que implemente cada empresa.