Impacto económico de la generación distribuida fotovoltaica en redes de distribución eléctrica
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Date
2014
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Abstract
La aparición de elementos de generación en redes de distribución eléctrica presenta un cambio de paradigma respecto a cómo se diseña, regula y opera este segmento de los sistemas eléctricos de potencia. En esta tesis, se cuantifica el potencial impacto económico que genera la inclusión de generación distribuida (GD), específicamente paneles fotovoltaicos (FV), en redes de distribución eléctrica de tamaño real bajo esquemas regulatorios existentes en el mundo. También se calcula el costo incremental de aumento de capacidad de la red eléctrica, de manera de satisfacer las condiciones térmicas de operación de los elementos serie (conductores y transformadores) a lo largo de la red, utilizando como base redes diseñadas para satisfacer la demanda máxima de un período regulatorio tipo de evaluación de cuatro años sin generación distribuida. Para abordar la problemática se propuso y desarrolló una metodología de simulación de la operación horaria de compra y venta de energía eléctrica en redes de distribución mediante flujos de potencia trifásicos balanceados sujeto a restricciones de voltaje y capacidades térmicas de elementos serie. Al ser activada la restricción de capacidad térmica, se utiliza un algoritmo de reemplazo del elemento serie en cuestión por un elemento de mayor capacidad, entregando así señales económicas de costos por aumento de capacidad.Sobre este motor de cálculo de flujos de potencia horario se analizan múltiples escenarios de penetración de GD utilizando sorteos aleatorios de instalación de paneles FV, parametrizando el comportamiento de los clientes, es decir, el ratio potencia instalada FV-demanda máxima cliente [kW/kW], proceso que nos permite de forma ex post medir la eficiencia con la cual un esquema tarifario puede acotar el impacto económico de la GD. Los resultados indican que bajo esquemas tarifarios del tipo volumétrico la empresa de distribución percibe pérdidas de utilidad bajo escenarios extremos técnico-factibles del orden de 80 %, un 6 % en caso de utilizar tarifas que cobran capacidad de forma fija y disminuyendo a 5 % bajo esquemas tarifarios propuestos del tipo “comprar todo-vender todo”, que distinguiendo el rol de consumidor y generador del cliente. El costo social energizado de no modificar las utilidades de la empresa de distribución alcanzan valores entre 1.3 y 4.5 US$/MWh bajo esquemas de tarifas que cobran capacidad de forma fija y entre 0.9 y 3.0 US$/MWh para tarifas que distinguen los roles de consumo y generación. Como aporte regulatorio se cuantificó el impacto del reconocimiento de pérdidas evitadas de las inyecciones de energía, abriendo un flanco para mejorar la regulación actual del segmento de distribución eléctrica, permitiendo así dar señales horarias para los recursos energéticos distribuidos (RED).
Description
Tesis (Magíster en Ciencias de la Ingeniería)--Pontificia Universidad Católica de Chile, 2014