IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - November/December 2020 - 66

de alimentación varía en gran medida con y sin el flujo
de potencia que acompaña a una conexión de energía
renovable, como se muestra en la figura 15. Cuando la
tensión de la red se desvía del rango especificado debido
a una inyección de potencia FV y otras centrales eléctricas, el código de conexión requiere que las unidades de
generación limiten su salida.
Para las unidades residenciales y de otra generación
conectadas a una red de distribución de baja tensión, el código
de conexión a la red (revisado en marzo de 2017) requiere un
factor de potencia estándar del 95 % para evitar un aumento
de tensión causado por una inyección de potencia. Si las
tensiones de la red aún fluctúan fuera del rango operativo
como resultado de la variación en la generación local, se instalan otras contramedidas, como un compensador estático
VAR (SVC, por sus siglas en inglés). Sin embargo, el flujo de
potencia reactiva adicional reduce la tensión en el punto de
conexión dentro del rango operativo y tiende a reducir la tensión entre el cabezal del alimentador y la fuente de energía
distribuida, como en la figura 16. La figura muestra un caso
para acomodar aproximadamente 5 MW de generación FV
en un tramo de 15 km del alimentador A de 6.6 kV. Con buen
clima, las tensiones en los nodos 30 y 51 entre la subestación
y los puntos de conexión FV se reducen por debajo del rango
operativo, mientras que la tensión en el sitio FV se gestiona
dentro del rango.

La figura 17 muestra dos medidas que se toman para
administrar el perfil de tensión en el alimentador de 6.6 kV
para adaptarse a la nueva generación FV de 1,900 kW y 297
kW, que se muestran en rojo: 1) se instala un SVC cerca de
los 1,990 kW de potencia FV en el extremo del alimentador
A, y 2) el punto de conexión de los 1,260 kW de potencia FV
existentes se mueve del alimentador A al alimentador C a
través de la conexión que se muestra en verde.
La gestión y el control de tensión en un sistema de distribución están respaldados por un nuevo sistema de monitoreo
de tensión que utiliza interruptores de polo a gas con sensores de enclavamiento (figura 18), que además se implementaron bajo la penetración de energía FV en sistemas de distribución. El monitoreo de tensión mejorado, que examina las
tensiones sincronizadas en diferentes puntos, no solo proporciona tensiones sino también estimaciones de la generación
de unidades FV y las cargas en los puntos de distribución.

Estrategia nacional y nuevos desafíos

La penetración rápida y masiva de la generación renovable, junto con otros cambios técnicos e institucionales en
la industria de la energía, han planteado problemas de asequibilidad y seguridad del suministro. La estrategia y las
políticas energéticas nacionales de Japón se están ajustando
para abordar estos problemas. Las directrices abordan tres
cuestiones estratégicas: costos más altos, congestión del sistema de transmisión/distribución
(restricciones de la red) y la necesidad de una mayor flexibilidad
operativa en el funcionamiento
Objetivo 2030
Proporción de energías renovables: 24 %
del sistema eléctrico (figura 19).
Costo total de FIT: ¥ 4 billones
Recargos totales: ¥ 3.1 billones

Costos más altos

2019, actual
Costo total de FIT: ¥ 3.6 billones
Recargos totales: ¥ 2.4 billones
2017
Proporción de energías renovables: 16 %
Costo total de FIT: ¥ 2.7 billones
Recargos totales: ¥ 2.1 billones
Recargo: ¥ 2.64 kWh

Proporción de energías renovables: +6 %

Proporción de energías
renovables: 10 %

2010

Proporción de energías renovables: +8 %

2017

2019
(Año fiscal)

2030

figura 20. Incrementos pasados y previstos en el costo FIT en Japón (US$ 1 = ¥ 11).
(Fuente: METI; usado con permiso).
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Los costos más altos se deben a
diversos factores. Una de las razones de los mayores gastos operativos y de capital es la capacidad
relativamente pequeña de las centrales de energía solar FV y eólica
como resultado de la disponibilidad limitada de tierra en Japón. La
figura 20 presenta el aumento del
costo total de FIT recuperado del
mercado mayorista y el recargo
sobre los precios minoristas. El
recargo en una factura de electricidad minorista se calcula a partir
del excedente de tarifas FIT en el
precio del mercado mayorista por
hora en cada zona. El recargo total,
que fue de 2.1 billones de yenes en
2017 por el crecimiento del 6 % en
la participación anual en la generación de energía renovable, continuó aumentando a 2.4 billones de
noviembre/diciembre 2020
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