El informe se centra en la importancia de la transmisión interregional para mejorar la resiliencia de la red eléctrica frente a eventos climáticos extremos y otras interrupciones. La resiliencia de la red es un aspecto cada vez más relevante debido a la creciente frecuencia de fenómenos meteorológicos extremos, como la tormenta invernal Uri en 2021. Las normas actuales de fiabilidad y suficiencia de recursos pueden no abordar adecuadamente los eventos de alto impacto y baja frecuencia. La transmisión interregional puede mejorar la resiliencia de la red al permitir la transferencia de electricidad a través de grandes áreas geográficas, mitigando interrupciones locales o regionales. Sin embargo, los procesos de planificación actuales a menudo pasan por alto el valor de resiliencia de la transmisión interregional, enfocándose en soluciones locales. El informe proporciona un marco para evaluar la adecuación de la transmisión y los beneficios de resiliencia a nivel nacional, y priorizar inversiones para la resiliencia del sistema. Acciones recientes de la FERC y propuestas legislativas como el BIG WIRES Act subrayan la necesidad de soluciones a escala nacional para la resiliencia de la red. La capacidad actual de transferencia interregional es generalmente inferior al 20% de la carga máxima de una región. El estudio introduce una metodología para evaluar dónde aumentar la capacidad de transferencia interregional podría proporcionar mayores beneficios de resiliencia. Esta metodología calcula un «margen de energía horaria» para cada región, considerando factores como la variabilidad del viento y solar, la disponibilidad de generadores térmicos y las capacidades de importación/exportación. Utilizando datos meteorológicos de siete años y futuras combinaciones de recursos, se evalúa la diversidad de recursos entre regiones. Un estudio de caso basado en el BIG WIRES Act propone aumentar la capacidad de transmisión interregional al 10%, 20% y 30% de la carga máxima de una región, priorizando conexiones según los excedentes de recursos en regiones vecinas durante períodos de bajos márgenes energéticos. Los resultados sugieren que aumentar las capacidades de transferencia entre las Interconexiones Oriental y Occidental, y conectar áreas aisladas como el Noreste, Sureste y ERCOT, podría mejorar significativamente la resiliencia de la red. Lograr capacidades de importación del 10%, 20% y 30% para todas las regiones bajo la Orden 1000 de la FERC requeriría capacidades adicionales de transferencia de 11.4 GW, 71.4 GW y 149.0 GW, respectivamente. 

La necesidad de una evaluación integral de la variabilidad regional en recursos eólicos y solares, la disponibilidad de generadores térmicos y las capacidades de importación/exportación de energía a lo largo de los Estados Unidos es clave para que los planificadores puedan representar la disponibilidad de recursos hora por hora bajo diversas condiciones climáticas, incluyendo eventos extremos. Este documento destaca la importancia de una solución a escala nacional para abordar los riesgos de resiliencia, debido a que eventos climáticos extremos recientes han demostrado que estos incidentes suelen abarcar múltiples regiones. Iniciativas del Congreso y la FERC están evaluando y mejorando la planificación y la capacidad de transmisión interregional.  El Grupo de Trabajo de Resiliencia de la Transmisión del Energy Systems Integration Group (ESIG) fue creado para desarrollar una metodología que evalúe y cuantifique los beneficios de resiliencia del aumento de la capacidad de transmisión interregional. El estudio se centra en responder tres preguntas principales: cuánta diversidad existe en la disponibilidad de recursos y la demanda de los clientes entre regiones, y cómo esta diversidad aumenta con la distancia; cuál es la capacidad actual de transmisión interregional y cómo se compara con la disponibilidad esperada de recursos excedentes durante eventos extremos; y cómo las regiones pueden priorizar los posibles aumentos futuros en la capacidad de transmisión interregional. Para abordar estas preguntas, el grupo de trabajo realizó una evaluación de la demanda de los clientes y la diversidad en la disponibilidad de recursos a través de regiones usando datos del NREL de 2007-2013. También evaluaron métodos para cuantificar la capacidad de transmisión interregional, eligiendo finalmente usar datos históricos de transferencia del EIA Form 930. Este estudio proporciona un punto de partida para una metodología que puede adaptarse a las necesidades de las regiones de planificación individuales e informar los esfuerzos nacionales para evaluar los beneficios de resiliencia y la disponibilidad de capacidad de transmisión interregional. La importancia de identificar caminos de alta prioridad donde el aumento de capacidad pueda ser más beneficioso para la resiliencia de la red también se destaca, subrayando la creciente necesidad de evaluaciones a mayor escala de las necesidades de transmisión y nuevos métodos para que los planificadores aborden los proyectos de transmisión interregional. 

El documento analiza la metodología y las fuentes de datos utilizadas para calcular los márgenes energéticos por hora en un estudio sobre la transmisión interregional para la resiliencia. Los componentes clave del análisis incluyen perfiles de viento y solar obtenidos del modelo ReEDS de NREL para el período 2007-2013, perfiles de carga sincronizados con el tiempo basados en el marco de ReEDS de NREL y proyecciones de la EIA, y curvas de fallos dependientes del clima para generadores térmicos, las cuales incorporan investigaciones recientes sobre la relación entre la temperatura y las interrupciones forzadas para diferentes tipos de generadores térmicos. El informe enfatiza la importancia de utilizar conjuntos de datos sincronizados en el tiempo para el viento, la energía solar y la carga eléctrica, con el fin de evaluar con precisión el valor de la transmisión interregional. Además, destaca la necesidad de considerar los riesgos inducidos por el clima y las interrupciones correlacionadas entre los tipos de generadores durante eventos climáticos extremos. Los investigadores adaptaron las curvas de fallos existentes para tener en cuenta las diferencias regionales en el desempeño de los generadores, especialmente durante eventos de frío extremo como las tormentas invernales Uri y Elliott, ajustando las curvas en función de las características climáticas regionales y la preparación de los generadores para el clima extremo. El estudio, a su vez, describe una metodología para analizar los márgenes energéticos a través de diferentes regiones de la red eléctrica de Estados Unidos, calculando las interrupciones dependientes del clima utilizando datos históricos de temperatura y ajustándolos para diferentes regiones. La disponibilidad de energía hidroeléctrica se modela utilizando ajustes de capacidad estacionales con variaciones por región, y el despacho de almacenamiento se simula utilizando un enfoque heurístico. Este análisis produce un perfil de despacho neto de carga de 8,760 horas para cada región FERC 1000 y año climático. La metodología permite visualizar el apoyo potencial de recursos externos durante eventos climáticos extremos o imprevistos, proporcionando un enfoque de alto nivel para ver la disponibilidad de recursos a través de las regiones y mejorar la resiliencia del sistema a través de la transmisión interregional. Los resultados del análisis, expresados como un porcentaje de la carga horaria, ayudan a identificar cuándo y dónde las regiones pueden proporcionar o recibir apoyo durante condiciones de estrés en la red, informando a los planificadores sobre el potencial de soporte interregional, especialmente durante períodos en los que el estrés de la red afecta a algunas regiones, pero no a todas. 

El documento aborda un método para priorizar y expandir la infraestructura de transmisión interregional con el objetivo de mejorar la resiliencia de la red eléctrica. Este enfoque utiliza un modelo de precios relativos para determinar el flujo de energía entre regiones, priorizando primero los recursos internos, luego los vecinos inmediatos y finalmente los vecinos secundarios. El modelo evalúa los márgenes de energía por hora a lo largo de varios años meteorológicos, considerando cada región tanto como potencial receptor como proveedora de energía. La expansión de la transmisión se prioriza basándose en los recursos excedentes y la proximidad geográfica. El análisis identifica las capacidades de transferencia interregional existentes y calcula la capacidad adicional necesaria para cada región para alcanzar el 10%, 20% y 30% de su demanda máxima anual de electricidad. Los resultados muestran que muchas regiones requieren expansión de transmisión hacia y desde los vecinos para mejorar la resiliencia de la red. Se necesitan aumentos significativos en la capacidad de transferencia, especialmente entre el sureste y otras regiones, y entre las Interconexiones Oriental y Occidental. Algunas regiones, como ERCOT, FRCC y ISONE, necesitarían aumentar su capacidad de transferencia para cumplir incluso con el requisito de importación del 10%. El estudio destaca la necesidad de una planificación coordinada entre regiones, que actualmente no se realiza en las actividades de planificación de transmisión de la industria. El enfoque busca fortalecer la resiliencia del sistema al mejorar estratégicamente la conectividad, especialmente en regiones desatendidas. El análisis se basa en datos meteorológicos de 2007-2013, con los autores señalando que deberían evaluarse años meteorológicos adicionales para una comprensión más completa. Por otro lado, el estudio también examina la necesidad de aumentar la capacidad de transferencia entre las regiones de la Orden 1000 de la FERC en Estados Unidos para permitir que cada región importe hasta el 10%, 20% o 30% de su carga máxima. Un conjunto de tablas y figuras muestra las capacidades de transferencia existentes y requeridas entre regiones, destacando las áreas que necesitan aumentos significativos o nuevas conexiones. El análisis utiliza un método de margen de energía por hora para los años meteorológicos de 2007-2013 para identificar dónde y cuánto se debe expandir la capacidad de transmisión interregional. Los resultados priorizan la expansión en función del excedente y déficit relativo entre regiones, enfocándose en aumentar las capacidades entre áreas con patrones diversos de carga y disponibilidad de energía. El estudio concluye que las capacidades de transferencia aumentadas conducirían a beneficios de resiliencia mejorados, particularmente entre las Interconexiones Occidental y Oriental, y hacia/desde ERCOT y el sureste de Estados Unidos. La metodología se puede adaptar para incluir otros factores, como niveles de costos, mezclas de recursos y requisitos mínimos de reserva. El análisis pretende proporcionar a los planificadores una herramienta para evaluar la disponibilidad de recursos fuera de sus propios sistemas y ganar confianza en la dependencia de recursos externos durante eventos extremos. El estudio enfatiza la importancia de la transmisión interregional en la mejora de la resiliencia de la red y en la provisión de diversos beneficios, como la reducción de costos de congestión y la mejora de la eficiencia del mercado.  

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