IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - September/October 2021 - 43

New York ISO, Midcontinent ISO y el Operador del Sistema
Eléctrico Independiente de Ontario.
Los diseños de mercados australianos tienen paralelos
notorios con los modelos de mercados de energía bruta limitados
en seguridad, comunes en los mercados de Norteamérica,
aparte de los procedimientos para el compromiso de
una unidad centralizada y las compensaciones de mercado
en dos liquidaciones, que no forman parte del NEM. Sin
embargo, dado el alcance de la penetración de la VRE y los
fenómenos operativos únicos observados en las redes australianas,
las redes probablemente tendrán que forjar nuevos
enfoques para adquirir estos servicios técnicos complejos y
multifacéticos. Estos enfoques también tendrán que trabajar
junto con la dificultad mayor de tener un marco de mercado
spot de 5 minutos sin predespacho de mercados ni mercados
de capacidad.
Abanico de oportunidades
Marcos de adquisición
Habiendo identificado una necesidad de cambio y revisado
los principios de diseño de mercado para los ESS, el desafío
avanza hacia examinar el " abanico de oportunidades " a fin
de resolver la falta de servicios que se presenta a medida
que las IBR reemplazan a los generadores síncronos. Existen
muchas opciones para adquirir ESS, no obstante, los marcos
pueden clasificarse en términos generales junto con un
eje de eficiencia del mercado, como se indica a continuación
(véase la figura 3):
1) las intervenciones del operador del mercado y el autoabastecimiento
de servicios sin remuneración basada
en el mercado (utilizados actualmente para la robustez
del sistema, la inercia y las reservas operativas)
2) la adquisición estructurada a través de mecanismos
de mercado no spot (utilizada actualmente para resertabla
1. Límites de frecuencia a gestionar
después de una contingencia de generación.
Límite
ROCOF
Descripción
ROCOF máxima
en los primeros 1-2
segundos
Nadir
Frecuencia
mínima absoluta,
normalmente
alcanzada a los 6
segundos
Frecuencia de
establecimiento
Una frecuencia
de " estado casi
estacionario " que se
mantiene mientras se
restablece el sistema
a condiciones
operativas normales
septiembre/octubre 2021
Gestión
Inercia síncrona
y posiblemente
" inercia virtual "
de fuentes de
electrónica de
potencia
Respuesta primaria
de sistemas
de control de
generación local
Respuesta
secundaria dirigida
por esquemas
de control de
generación central
vas de emergencia fuera del mercado, control de tensión
y soporte/control de la red)
3) el suministro de servicios basado en el mercado spot
(empleado actualmente para la energía, regulación y el
control de la frecuencia ante contingencias).
Aunque hay una inclinación por la señalización en tiempo
real, no todos los servicios del sistema son adecuados para la
adquisición basada en el mercado. La evaluación del diseño
La gran batería de Australia
Después de un apagón de 8 horas en el estado de Australia
Meridional en 2016, hubo un periodo intenso de iniciativas
gubernamentales para garantizar una seguridad constante
durante el verano que se acercaba. Tras una serie
de tuits entre los multimillonarios Elon Musk, director
ejecutivo de Tesla, y Mike Cannon-Brooks, alto ejecutivo
de Atlassian, Tesla ofreció fabricar una batería de 100 MW
dentro de 100 días luego de firmar un contrato, o la batería
sería " gratuita " . El gobierno de Australia Meridional
aceptó la oferta, subsidiando el costo de desarrollo inicial,
agilizando las aprobaciones de planificación y negociando
un contrato indefinido para que el gobierno utilice
la batería como reserva de emergencia, que poseería el
desarrollador francés Neoen. En 2017, se encargó la Reserva
de Energía Hornsdale (HPR, por sus siglas en inglés)
y se conectó a la red, convirtiéndose en la batería a escala
de red más grande del mundo, de 100 MW/129 MWh. La
batería ha sido un rotundo éxito comercial para los clientes
de Australia Meridional y para Neoen, generando un
ahorro estimado de AUD$ 150 millones en costos de electricidad
para los consumidores en sus primeros dos años;
AUD$ 116 millones solamente por los costos de control de
frecuencia en un periodo de dos semanas en 2019, cuando
Australia Meridional estuvo aislada del resto de la red.
La instalación ha demostrado el potencial de suministro
de ESS a futuro a través de equipos conectados a inversores.
Es llamativa la precisión con que las baterías siguen
los puntos de ajuste de control del generador automático
suministrando al mismo tiempo servicios auxiliares de
control de frecuencia en comparación con un generador
térmico tradicional (véase la figura S2). Actualmente, no
hay una remuneración adicional para las instalaciones que
superan la especificación de servicios auxiliares del mercado
en el NEM. El rendimiento de la batería (normalmente
inferior a un segundo) ha impulsado la consideración
de un servicio de respuesta de frecuencia rápida, fundamental
para mantener la seguridad en el sistema eléctrico
mientras continúan disminuyendo los niveles de inercia.
En diciembre de 2019, se amplió la HPR en 50 MW/
64.5 MWh (hasta 150 MW/193.5 MWh) con subvenciones
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