Publicación de Ivan Martinez Ibarra

Desde EGAL proponemos lo siguiente para mejorar el proceso de asignación de puntos de conexión a la red eléctrica nacional : 1. Que la UPME publique en qué subestaciones hay capacidad y cuánta. 2. Que los interesados presenten la solicitud de conexión especificando la potencia que deseen utilizar, la fuente de generación, los avances prediales, ambientales, sociales, financieros y los beneficios que dicho proyecto traerá a la red y a la sociedad. A cada criterio se le asignará un peso específico y un puntaje, de esa manera se asigna el proyecto. Toda la información debe ser pública. Hoy todo es reservado, poco transparente, complejo y subjetivo. Tener un proceso claro, público y transparente debe ser prioridad. En el proceso actual se permite presentar solicitudes de conexión a puntos donde la UPME tiene muy claro que no hay capacidad, generándole al interesado una falsa expectativa y grandes gastos en tiempo y dinero. Además, en el pasado se negaron cientos de solicitudes a lo largo y ancho del territorio con el pretexto de que no había capacidad. La situación es igual y si ahora dan capacidad en dichos puntos, la UPME Oficial podría recibir demandas por falta de igualdad y transparencia en el proceso. No es una situación fácil para la UPME, quien sigue lineamientos. El llamado es a modificar esos lineamientos para permitir que la transición avance.

De acuerdo con el artículo 25 y 27 de la constitución, corresponde exclusivamente a la Nación, la planeación y el control del SEN, así como el servicio público de transmisión y distribución de energía eléctrica por lo que las propuestas de proyectos de ampliación de la RNT y las RGD del MEM tienen como base los criterios establecidos en la LIE y la LTE cuyos objetivos son: • Satisfacer el suministro de la demanda de energía eléctrica. • Preservar y mejorar la Confiabilidad del SEN. • Reducir los costos del Suministro Eléctrico. • Contribuir al cumplimiento de las metas de producción de Energía Limpia, asegurando la Confiabilidad en condiciones de viabilidad económicamente. • Operación con eficiencia energética, minimizando las congestiones en la red de transmisión y las pérdidas de energía eléctrica. • Incorporar tecnologías de Redes Eléctricas Inteligentes. Zettra Energía tenemos la solución para acercarte a la energía en tiempo récord y con viabilidad de proyecto, la División de Consultoría Energética ofrece: 1.- Estudio de prefactibilidad para la Conexión de Centros de Carga al Sistema Eléctrico Nacional. 2.- Evaluación de Alternativas de conexión y Suministro de Energía.

Predicciones y cálculos sobre el estado del sistema eléctrico ⚡🔌 Desde Elewit seguimos avanzando en nuestro proyecto de amortiguamiento de oscilaciones inter-área. Con Red Eléctrica y Aplicaciones en Informática Avanzada, estamos utilizando #InteligenciaArtificial para calcular y predecir la estabilidad de la red eléctrica a nivel nacional y europeo. Considerando que diariamente se generan datos de gran valor para la gestión optimizada del sistema eléctrico, se ha propuesto estudiar la viabilidad de esta herramienta para hacer predicciones y cálculos sobre el estado del sistema. De modo que no solo pueda aprender bajo la supervisión de expertos en la materia qué afecta al amortiguamiento, sino que pueda proporcionar información de gran importancia a los operadores sobre la contribución de los elementos a la red conectados en cada momento al amortiguamiento. Con esta innovadora herramienta, identificamos las combinaciones seguras para la red, optimizando su robustez y capacidad de recuperación ante perturbaciones. Descubre cómo seguimos mejorando la estabilidad de la red de transporte de electricidad ➡️ https://lnkd.in/dWgnRUJQ #DesarrolloRdT #TSO #operadordelsistema

El siguiente documento examina los procesos de interconexión de generadores eléctricos en siete operadores de sistemas de transmisión regional en Estados Unidos, abordando su eficacia, transparencia y capacidad para facilitar la integración de nuevas fuentes de energía en la red eléctrica. A través de un análisis detallado de métricas como la velocidad, los costos y la certeza en el proceso de interconexión, se identifican diversas áreas de preocupación y oportunidades de mejora. Desde la falta de coordinación entre los operadores de sistemas de transmisión y los generadores hasta las deficiencias en la planificación de infraestructura y la transparencia de los procesos, el documento destaca la necesidad crítica de reformas para superar los desafíos actuales y garantizar una transición eficiente hacia un sistema eléctrico más sostenible y diversificado en términos de fuentes de energía. En última instancia, su objetivo principal es proporcionar una evaluación integral de los procesos de interconexión y ofrecer recomendaciones concretas para mejorar la efectividad y la eficiencia de estos procesos en todo el país.  Para saber más ingrese a: 👉 https://lnkd.in/gMFF5pHj

En esta publicación la Revsita Electricidad presentamos nuestra visión del desarrollo de la Transmisión como un vehículo para la Transición Energética

Un estudio de conexión de alta tensión evalúa la viabilidad técnica y económica de conectar una nueva instalación eléctrica a la red de alta tensión, asegurando que se cumplan las normativas y que la integración no comprometa la estabilidad del sistema. Por otro lado, un estudio de viabilidad física en la subestación eléctrica analiza si hay suficiente espacio y capacidad para albergar nuevos equipos y conexiones necesarias. Ambos estudios son cruciales para la transición energética, ya que garantizan una integración segura y eficiente de fuentes renovables al sistema interconectado nacional. ⚡☀️📈📊💻

📌¿Qué opina la industria de la posible incorporación de más de 3.000 clientes libres al sistema si se rebaja el límite de la potencia? En #DiálogoACEN, Paulo Oyanedel, director de la Unidad de Monitoreo de la Competencia en el Coordinador Eléctrico Nacional, señaló que “como Coordinador es un desafío, pero estamos preparados” y resaltó que sería importante que fuera una obligación que se incorporen potencias de bajo 5 MW a la Plataforma de Recepción de Medidas para Transferencias Económicas (PRMTE), ya que en la actualidad es opcional. Agregó además que “desde el punto de vista del Coordinador se requieren sistemas de medida que sean adecuados. Lo que sí es importante es que las eventuales barreras para la competencia se minimicen y si el medidor es una barrera hay que analizar si está cumpliendo su objetivo o no”. La necesidad de contar con medición inteligente fue compartida por los otros participantes en el webinar a quienes agradecemos también su valiosa participación: Claudia Medina Cid, Gerente Comercial y Regulación en Ferrovial, Rodrigo M., Gerente General en IMELSA ENERGIA y Xavier Farriols Danés, Electrical Business Managing Director en FACTOR ENERGIA. Este último aprovechó la oportunidad de comentar la experiencia española en un mercado totalmente liberalizado y con miles de clientes. Puedes leer la nota completa y revivir el Diálogo ▶️bit.ly/3TlWyBh #comercializadoresdeenergía #bajemosellímitedelapotencia #clienteslibres

¿ Nos falta o nos sobra capacidad en la red de #distribución #eléctrica ?. Una pregunta difícil de responder … ¿ Sabes cuál es la utilización media de la capacidad de una red de distribución ? También es una cuestión que no tiene una respuesta única: ✅ Si se mide como cuánta capacidad instalada de la red se usa en el momento de la máxima demanda instantánea, en Australia lo miden y el último valor medio publicado es del 41%. ✅ Pero si se mide de acuerdo con el gráfico que comparto, es decir, qué utilización se hace de la capacidad instalada durante las 8.760 horas del año el resultado es del orden de un 8%. ¿ Porqué ocurre está bajísima utilización ? Pues porque la redes se diseñan de forma estática para la potencia pico del año, utilizando como referencia las demandadas por todos los clientes, y aplicando un criterio de seguridad N-1, es decir, que la pérdida de cualquier elemento la red, como una línea o un transformador, no debe impedir el suministro de #energía #eléctrica. ➡️ Un dato interesante: la potencia contratada total en España por los clientes asciende a 174.812 MW, la potencia instalada de generación es de 125.234 MW, y el pico de utilización en 2024 ha tenido lugar el 9 de enero cuando alcanzó un valor de 38.272 MW. Estos valores nos dan una idea del grado de infrautilización de la red y lo que pagan los clientes (potencia contratada) por algo que utilizan muy poco. Ayer tuve el privilegio de que Alberto Méndez Rebollo y Pablo Arboleya me hicieran una demostración del sistema de gestión flexible (y más cosas) de redes de distribución que han desarrollado en Plexigrid. Vimos sobre un gemelo #digital el impacto de hacer una gestión flexible en tiempo real, teniendo en cuenta que no todos los clientes hacen una utilización simultánea de su potencia contratada, y el resultado es espectacular: se incrementa en casi un 30% la utilización de capacidad sin necesidad de invertir un solo Euro en la red. Para nosotros en Build to Zero este desarrollo de la gestión flexible de la distribución es crucial: porque gracias al #almacenamiento podemos obviar los momentos de potencia pico demandada (por ejemplo, diseñamos nuestros sistemas para nunca consumir en el P1), y sin embargo, nos deniegan sistemáticamente las peticiones de conexión por insuficiencia de capacidad en la red a pesar de que las redes están muy infrautilizadas cuando las empleamos. Aplicando la tecnología de Plexigrid se puede incrementar substancialmente la utilización de la capacidad de la red de distribución, aplicar peajes flexibles a los clientes que puedan modular el uso de la potencia, acelerar los trámites de conexión, … ¿ Porqué no se usa si el beneficio es tan obvio ?. Pues porque la regulación paga a los distribuidores por el CAPEX incurrido, y aplicar este sistema de flexibilidad incrementa la capacidad sin mejorar la retribución de las redes … el resultado es obvio: no se aplica. Yo creo que ha llegado el momento de repensarse todo esto …

A partir del primero de enero de este año, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) verifica que se cumpla con el Código de Red para proteger la infraestructura eléctrica. Reforzarán autoridades energéticas vigilancia. "No hay fecha que no llegue ni plazo que no se cumpla." [CR en su ultima versión 2.0 publicada el 31 de diciembre de 2021 establece como límite para cumplimiento dos años a partir de la fecha de publicación, periodo que se cumplió el pasado 31 de diciembre de 2023.] Código de Red contiene criterios de: eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional. Técnica Salgar brinda apoyo para el análisis e implementación de soluciones enfocadas al cumplimiento de código de red. #factordepotencia #capacitor #filtrodearmonicos #bancodecapacitores #calidaddelaenergia #energia #armonicas #eficienciaenergetica #powerquality #codigodered #TecnicaSalgar #reactor #reactordelinea #reactores

Gracias Joaquín Coronado Galdos por tu mención y la explicación tan clara sobre los problemas en los sistemas de distribución. Como bien describiste, la flexibilidad y la visibilidad en baja y media tensión permiten tener una operación más eficiente e incrementar la utilización de infraestructura sin la necesidad de continuar expandiendo la capacidad. Los sensores (AMI) y los recursos (DERs) están instalados y disponibles, nos falta el análisis para comprender dónde y cuándo hacer uso de esta flexibilidad.