Power & Energy Magazine - Spanish - September/October 2019 - 84

estos sea la provisión de tres tipos diferentes de reservas operativas que responden a las condiciones de la red desde varios
segundos en el caso de reservas de regulación y hasta 30 minutos en el caso de reservas secundarias de contingencia.
✔ Las reservas de contingencia (o evento de emergencia) han sido durante mucho tiempo un servicio de red
esencial para cubrir la interrupción no programada de
la fuente o generador más grande del sistema.
✔ Del mismo modo, las reservas de regulación se obtienen como un servicio de red para permitir el control
de generación automática que mantiene el programa y
la frecuencia del intercambio.
✔ Más allá de estos servicios de red tradicionales, las
VER requieren reservas operativas durante condiciones operativas normales o simplemente reservas operativas normales.
Dado que las VER son inherentemente intermitentes e
inciertas, afectan la variabilidad y el error de pronóstico de
la carga neta (es decir, la energía total demandada menos la
generación variable). Tanto las variabilidades intra e inter
horarias, cuando se combinan con los errores de pronóstico,
tienden a causar desequilibrios en el sistema energético.
Investigaciones recientes han demostrado numéricamente
que, a medida que aumenta la variabilidad de la carga neta
y los errores de pronóstico, las cantidades requeridas de
reservas de seguimiento de carga y de rampa también deben
aumentar. En el estudio ISO New England, se demostró que
la creciente penetración de las VER, en algunos casos, agota
por completo los tres tipos de reservas operativas y que tal
condición estaba estrechamente vinculada a la presencia de
desequilibrios en el sistema energético. El desarrollo de modelos
de simulación de EPECS ha proporcionado una visión teórica para
2.2
+35.69
%
desarrollar soluciones analíticas
2
de forma cerrada para las canti1.8
+17.3 %
dades de los tres tipos de reservas
37.5 %
1.6
21.43 %
operativas basadas en las propie6.43 %
1.4
5.84 %
5.84
%
dades estadísticas de la carga neta
5.84 %
1.2
y el paso temporal de los merca37 %
1
dos energéticos en tiempo real y
37.55 %
38.07 %
del día en adelanto.
0.8
Las VER disminuyen la capa0.6
cidad
que tienen las operaciones
0.4
52.48 %
54.27 %
50.73 %
existentes del sistema para equi0.2
librar la red y, en consecuencia,
0
aumentan la dependencia de las
Energía
Error de referencia
Error de referencia
reservas operativas disponibles. A
transactiva
en tiempo real del 5 % en tiempo real del 10 %
medida que la red dependa cada
Generación
Generación virtual
Seguimiento de carga
Regulación
vez más de estas fuentes, es probable que la provisión de inercia de
la red y la regulación de la tensión
gráfico 4. Comparación de los costos de producción totales del modelo de energía
transactiva, un modelo industrial con un error de referencia de demanda del 5 % y un se conviertan también en servicios
importantes de la red. Todos estos
modelo industrial con un error de referencia de demanda del 10 %. En la implementación de respuesta a la demanda de FERC, solo existe una referencia de demanda.
servicios de red nuevos y cada vez
Costo total de operaciones (US$ millones)

bloques del gráfico 1 en cuatro condiciones: 1) sin retroalimentación a las capas de equilibrio en tiempo real (círculos
rojos), 2) retroalimentación de los desequilibrios de la red
(triángulos púrpura), 3) retroalimentación del nivel de regulación (triángulos verdes) y 4) retroalimentación de desequilibrios y cuadrados azules del nivel de regulación. Los resultados de la simulación muestran que solo la cuarta condición
muestra un comportamiento estable que rastrea con precisión
la carga neta del sistema. Tales resultados no serían visibles
desde un modelo tradicional de sistema de energía de una
sola capa (por ejemplo, estabilidad de frecuencia). La inclusión de múltiples capas de escala temporal en una simulación
proporciona un medio analítico para comprender las compensaciones tecnoeconómicas que surgen a partir de la integración de las VER. Básicamente, las VER reducen los costos de producción en los mercados de energía, pero aumentan
los desequilibrios simulados. Estos desequilibrios pueden
mitigarse al cambiar las cantidades requeridas de reserva de
seguimiento de carga, de rampa y de regulación o los pasos
temporales del mercado energético, que a su vez afectan sus
costos de producción. La cuantificación de estas tendencias
a través de la simulación ha servido para avanzar metodológicamente en los estudios de integración de las VER. Como
se menciona más adelante en este artículo, recientemente se
demostró la simulación de EPECS en un estudio de caso a
gran escala en el Estudio de Análisis Operativo y Energía
Renovable del Sistema ISO New England.
En segundo lugar, a medida que las VER se integran cada
vez más en la red, motivan la necesidad de un mayor conjunto
de servicios de red esenciales. Quizás el más destacado de

84

ieee power & energy magazine

septiembre/octubre 2019
Power & Energy Magazine - Spanish - September/October 2019

Table of Contents for the Digital Edition of Power & Energy Magazine - Spanish - September/October 2019
