Los californianos aman la energía renovable. De hecho, California acaba de convertirse 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 presión supondrá para las redes de distribución existentes?

Mientras California se esfuerza 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, la medida, y valorar el consumo y la producción de electricidad que dan cuenta de la variabilidad de la electricidad que proviene de fuentes descentralizadas, como solar, viento, y pilas. Sin una gestión cuidadosa, estas fuentes, conocidos como recursos energéticos distribuidos, pedidos, tienen el potencial de causar una entrega de energía poco confiable, o incluso cortes, y llevar a las empresas de servicios públicos a cobrar de más a los clientes.

Un nuevo artículo de ingenieros eléctricos de la Facultad de Ingeniería Marlan y Rosemary Bourns de la Universidad de California, Orilla, ofrece una forma de tener en cuenta las incertidumbres introducidas tanto por el mercado de la electricidad como por los DER para que las empresas de servicios públicos puedan equilibrar la red de distribución y encontrar las tarifas más justas para los clientes.

Una forma en que los administradores del mercado de la electricidad garantizan una distribución equitativa de la energía es ofreciendo incentivos para que los clientes reduzcan, o aplazar, consumo de energía durante las horas pico. Los clientes pueden optar por utilizar menos electricidad o cambiar su uso a una fuente distribuida, como baterías o paneles solares en la azotea. Los clientes también pueden hacer que haya más electricidad disponible durante los picos de carga vendiendo a la empresa de servicios públicos el exceso de electricidad generada por sus paneles solares en la azotea. Por tanto, los consumidores pueden ejercer una fuerte influencia en la red y el mercado eléctricos en general.

El problema, según los investigadores, es que las organizaciones que supervisan la red en su conjunto, conocidos como operadores de sistemas independientes, o ISO, no enviar, y a menudo no puedo ver la ubicación de los DER de la red. Solo ven líneas de transmisión y recursos conectados a ellos, como la demanda colectiva en las subestaciones y centrales eléctricas. Determinan las condiciones del mercado basándose en el panorama general sin conocer 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 no ven lo que sucede entre los miles o millones de clientes después de ese punto, "explicó Ashkan Sadeghi-Mobarakeh, estudiante de doctorado de UC Riverside en ingeniería eléctrica e informática y primer autor del artículo. "La demanda de cada cliente en cada ubicación tiene un impacto local diferente en la red de distribución".

ISO de California, 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 de mercado de DER ubicados en redes de distribución pueda empujar los límites de una red.

Si CAISO o la empresa de servicios públicos determinan los tiempos para implementar o diferir las cargas eléctricas sin tener en cuenta los recursos renovables in situ variables y las condiciones de la red de distribución, corren el riesgo de sobrecargar la red y provocar interrupciones. Contrariamente al sentido común, La reducción del suministro de electricidad a los alimentadores de distribución en los picos de carga podría generar costos más altos y disminuir la estabilidad de la red.

El documento de UC Riverside considera no solo las condiciones del mercado, pero también el impacto que los recursos flexibles tienen sobre las limitaciones de la red de distribución.

Sadeghi-Mobarakeh utilizó algoritmos novedosos para modelar costos y cargas eléctricas en diferentes escenarios de mercado y los probó en una red de distribución estándar. Usó su algoritmo para comparar el costo y el estrés en la red de distribución con lo que predeciría el modelo convencional. Descubrió que si la empresa de servicios públicos había ofertado de acuerdo con su modelo, podrían haber entregado energía a los consumidores a un costo considerablemente menor en 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 mejor rendimiento para la operación de cargas diferibles. Sugieren formas en las que los DER pueden participar activamente en el mercado de la electricidad siguiendo las señales del mercado. Los dos índices muestran cómo un 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 empresas 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 de medidores inteligentes en subestaciones para medir en tiempo real el impacto colectivo que los recursos energéticos distribuidos 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.

El documento aparecerá en una próxima edición de Transacciones IEEE en Smart Grid .