IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - November/December - 114

cios que los participantes del mercado puedan proporcionar
de manera competitiva. Los crecientes niveles de VRE crean
la necesidad de servicios de confiabilidad y VRE nuevos o
modificados a fin de ayudar a brindar los servicios.
En Irlanda e Irlanda del Norte, se desarrolló un conjunto
de servicios de sistema que fomenta las inversiones en la
capacidad de suministro del sistema y ayudar a mitigar la
escasez técnica asociada con la operación del sistema de
transmisión hasta un 75 % SNSP. Se introdujeron siete servicios
nuevos: tres servicios de margen de rampa (RM, por
sus siglas en inglés) (RM1, RM3 y RM8) en varios horizontes
horarios de hasta 16 h; la respuesta de frecuencia rápida
(RFR) y la respuesta de inercia síncrona, diseñada para abordar
la estabilidad de la frecuencia al mitigar el RoCoF; y la
respuesta reactiva dinámica y los servicios de recuperación
de potencia activa posfalla a fin de responder a las perturbaciones
de la tensión. Se implementó un sistema de calificación
con el fin de procurar un total de 14 servicios.
Hasta la fecha, todos salvo la respuesta reactiva dinámica
y la recuperación de potencia activa posfalla rápida han sido
brindados por EirGrid y SONI. Una tendencia clave que
se observa es que cada ronda de contratación ocasiona un
aumento del porcentaje de la capacidad general de servicio
del sistema suministrada por tecnologías no síncronas.
Al ser un sistema eléctrico en modo de isla, ERCOT
necesita todos los generadores, incluidas las fuentes de
generación VRE, para brindar una respuesta de frecuencia
primaria con un máximo de 17-mHz y una caída del 5 %. La
capacidad se debe permitir cuando una fuente esté en línea,
pero la capacidad de reserva al brindar respuesta de frecuencia
primaria no es necesaria a menos que una central esté
suministrando servicios auxiliares.
ERCOT introdujo la RFR como parte de la reserva de
frecuencia contenida. Las fuentes RFR deberían responder
dentro de los 0.25 s a un desencadenante de 59.85 Hz y sostenerlo
durante al menos 15 min. Los cambios del sistema
de primera fase para la RFR se implementaron en 2020, y
se iban a completar mejoras más abarcativas antes de junio
de 2021. Un servicio nuevo de reserva de contingencia de
ERCOT, un producto de rampa de 10 minutos, se implementará
en 2024 con el objetivo de restaurar la reserva de respuesta
rápida y ayudar a mantener el balance del sistema, de
ser necesario.
La RFR también se introdujo en el sistema eléctrico
nórdico en 2020. En Dinamarca, Energinet se centró en
brindar soluciones basadas en el mercado que respalden la
confiabilidad mediante una mayor flexibilidad, brindando
los incentivos apropiados que proporcionen el balance
necesario o los servicios auxiliares. Las acciones previstas
o ya implementadas son 1) establecimiento flexible, con
medidores de electricidad que brindan información hora
a hora; 2) implementación de un rol de agregación en el
mercado; 3) flexibilidad de la demanda; 4) aumento de los
límites de precios; y 5) acoplamiento de los mercados de
reserva al mercado.
114
ieee power & energy magazine
En China, se agregaron varios requerimientos nuevos
para la capacidad técnica de las centrales eléctricas de energía
eólica y solar a una nueva Guía sobre seguridad y estabilidad
del sistema eléctrico, p. ej., la capacidad de proporcionar
inercia y control de frecuencia primaria. El mercado
de electricidad en China todavía está en desarrollo; tiene
ocho pilotos de mercados spot de electricidad en curso. Se
fomenta la participación de la VRE en el mercado spot y se
espera que se convierta en la tendencia del futuro.
La adecuación de los recursos se vuelve
más desafiante
Los niveles crecientes de VRE cambian fundamentalmente
el desafío de la adecuación de los recursos que consiste en
cómo planeamos y cumplimos los requerimientos de seguridad
que suministramos. Como se evidencia en las estadísticas
de la energía eólica o solar y la carga eléctrica en China,
durante los periodos de alta demanda eléctrica del verano
y el invierno, la producción de VRE está normalmente por
debajo del 15 % de su capacidad durante el 60 % del tiempo.
Durante la ola fría en la provincia de Hunan en el invierno
de 2020, la carga eléctrica tuvo un pico histórico debido a las
cargas de calefacción, mientras que más del 80 % de las turbinas
eólicas estaban congeladas e incapacitadas para suministrar
la red. La producción de energía eólica fue menor al
2 % de su capacidad, lo que contribuye poco a la adecuación
de recursos.
Después de 2025, Dinamarca espera situaciones de adecuación
de recursos más desafiantes y aumentos relacionados
en los precios de la electricidad. Esto implica que abordar
los problemas de la adecuación incluye soluciones basadas
en el mercado que ofrezcan flexibilidad a largo plazo, instalaciones
masivas de recursos renovables e inversiones en la
red eléctrica y las interconexiones. La descarbonización de
otros sectores se espera que aumente significativamente la
demanda de electricidad. Sin embargo, la manera de alcanzar
el objetivo de reducción del 70 % de emisiones de gases
de efecto invernadero para 2030 todavía no se ha decidido.
En Colorado, ha surgido una preocupación de confiabilidad
en el invierno (la época no pico). Lo que actualmente es
un sistema pico en el verano se proyecta que cambie significativamente
en los próximos 10 años. En 2021, el pico de
carga neta del verano ocurre durante las horas de alta producción
de energía solar. La separación entre los picos de
carga neta del verano y el invierno es mayor a 1,200 MW
(figura 7), lo que indica un excedente de capacidad.
La diferencia entre los recursos necesarios para el pico
del verano y el resto del año significa que, en 2021, la planificación
para un pico de carga en verano da la capacidad
suficiente que mantiene el suministro todo el año. Como se
crea la infraestructura de energía solar mayormente para solventar
el pico del verano, crece la importancia del evento de
confiabilidad en el invierno.
En 2030, el pico de carga neta del verano se ha conmutado
a un horario más tarde en el día cuando la energía solar se
noviembre/diciembre 2021
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - November/December

Table of Contents for the Digital Edition of IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - November/December
