Power & Energy Magazine - Spanish - July/August 2019 - 90

es reservar el margen de energía activa para la reserva operativa. Más que un obstáculo técnico, este es un desafío del
mecanismo de mercado. Existen muchos debates en torno al
impacto negativo de las IBR en la inercia, que limita los cambios de frecuencia inmediatamente después de las perturbaciones. Sin embargo, el tema en concreto no se trata de garantizar la "inercia", sino de los posibles problemas asociados al
equilibrar la carga y la generación para proporcionar una respuesta de frecuencia. Los generadores rotativos convencionales, cuando tienen márgenes de reserva operativos, responden
naturalmente al desequilibrio entre la generación y la carga a
través de la acción del regulador. Los inversores inteligentes
pueden reaccionar de manera inmediata y mucho más rápida
que la generación convencional para equilibrar la carga y la
generación, pero necesitan tener un margen de reserva con el
que operar. Esto puede no ser tan fácil como depender de una
respuesta natural y más lenta por generación síncrona, que
actúa para reducir la respuesta de frecuencia. Los inversores
inteligentes requerirán nuevas funcionalidades para facilitar
su respuesta autónoma. Por lo tanto, se necesita un nuevo
estándar NERC, que aclare y amplíe los requisitos de confiabilidad actuales de las IBR para apoyar a la red durante las
perturbaciones del sistema. Estos estándares son necesarios
para fijar el precio de los ERS proporcionados.
En resumen, las IBR traen nuevas funciones y desafíos
operativos a la planificación, operación y control de la red
eléctrica. Se espera que tres dominios técnicos tengan un
impacto inmediato de confiabilidad en los BPS: soporte de
tensión/energía reactiva, respuesta y control de frecuencia, y
coordinación de protección del sistema energético con una
corriente de falla baja. Un documento de referencia útil es
el informe del IEEE para la NERC, "Impacto de la generación basada en inversores en la dinámica de los sistemas de

1,600
1,400
1,200
TWh

1,000
800
600
400
200

Carbón
Nuclear

Gas natural
Energía renovable

20
16
20
19
20
22
20
25
20
28
20
31
20
34
20
37
20
40
20
43
20
46
20
49

gráfico 3. Pronóstico del caso de referencia de perspectivas de energía anual de 2018 de la Administración
de Información Energética de los EE. UU. en cuanto a la
generación neta de carbón, gas natural, nuclear y fuentes
renovables. [Fuente: Departamento de Energía, Administración de Información Energética, Perspectivas de energía
anual 2018, Suministro de electricidad del caso de referencia, Disposición, Precios (2019); Nicholson y Quinn (2019).]
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energía de gran escala y el rendimiento de cortocircuito",
que identifica soluciones a estas condiciones potenciales y
proporciona orientación a los usuarios para abordar estos
problemas de forma confiable.

Almacenamiento de energía
Las fuentes de almacenamiento de energía (ESR, por sus
siglas en inglés) se están convirtiendo en una alternativa sin
cables (NWA, por sus siglas en inglés) que mitiga los efectos
de la variabilidad de las FED renovables, aborda la congestión
de transmisión, mejora la utilización de las infraestructuras de
T&D y mejora la resiliencia y confiabilidad al proporcionar a
los usuarios finales la capacidad de autoabastecimiento durante
condiciones de contingencia. Esto ha generado debates continuos sobre el futuro de los sistemas de suministro de energía y
la relevancia de las redes de T&D. A pesar del aumento de las
FED y las ESR, las redes de T&D desempeñarán un papel fundamental como parte del sistema de suministro general porque
no todas las FED se ubican cerca de centros de carga críticos,
por ejemplo, distritos comerciales en grandes áreas metropolitanas. Los sistemas eléctricos híbridos que combinan T&D
con FED y ESR son prometedores para el suministro eficiente
y confiable del servicio eléctrico a los clientes.
A medida que el almacenamiento de energía se vuelve
más rentable y constituye una NWA viable, es cada vez más
importante abordar lo siguiente:
1) Las barreras técnicas, normativas y económicas siguen impidiendo la adopción de las ESR, incluso en
estados con programas agresivos para su implementación. Se entiende ampliamente que las "aplicaciones
compartidas", es decir, la utilización del mismo activo
de almacenamiento de energía para varias aplicaciones, es clave para lograr el mejor potencial económico
de la tecnología. Los paradigmas normativos deberían permitir la rápida adopción de estas tecnologías
y sus aplicaciones más efectivas. El almacenamiento
de energía encaja en la generación, transmisión, distribución o grupos de clientes, y no debe ser obligado
a seguir las reglas establecidas para una sola clase de
activo. El almacenamiento de energía es en sí una nueva clase de activo.
2) Es necesario desarrollar procedimientos y herramientas que optimicen la ubicación y el tamaño de las ESR,
así como realizar análisis precisos de costo-beneficio,
incluidos los aspectos económicos del ciclo de vida y
los beneficios de la participación en el mercado. Se requieren metodologías y herramientas nuevas y avanzadas de modelado y simulación, incluidos los análisis
de series de tiempo, para una evaluación precisa.
3) Es importante comprender los impactos al operar ESR
desde el nivel mayorista del mercado, cuando se instalan en la red de distribución. A veces, lo que es mejor
para el mercado mayorista en realidad puede ser contrario a lo que se necesita en el circuito de distribución
al que está conectada la ESR.
julio/agosto 2019

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