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distribución de 15 minutos. En 2009, ERCOT adquirió un
promedio de 825 MW de aumento y 851 MW de disminución. En 2010, ERCOT cambió a un mercado nodal con una
distribución económica de seguridad (SCED, por sus siglas
en inglés) de 5 minutos. Contrariamente a la creencia convencional de que las VER aumentan los requerimientos de
regulación, ERCOT hoy en día mantiene uno de los mejores
puntajes de CPS1 en Norteamérica mientras que reduce las
adquisiciones de regulación año tras año (gráfico 6). Esto se
logró gracias al suministro de 5 minutos, refinando su algoritmo de SCED, afinando el control de frecuencia de carga,
exigiendo que las VER sigan los puntos base de ERCOT en
ciertas condiciones del sistema y un requisito de código de
red con respuesta de frecuencia primaria (RFP).
ERCOT adquiere el RRS principalmente para frenar
las disminuciones de frecuencia por debajo de 59.40 Hz
por la pérdida de 2,750 MW de generación. El aumento de
los niveles de VER desplaza a los generadores síncronos
y la inercia que estos proporcionan. Para una red insular,
la inercia determina en gran medida la tasa de cambio de
frecuencia (ROCOF, por sus siglas en inglés) después de
los eventos de pérdida del generador. Si la inercia cae por
debajo de 100 GW/s, la pérdida de 2.750 MW daría como
resultado una caída de frecuencia tan rápida que se produciría un desprendimiento de carga de baja frecuencia antes
de que la reserva más rápida pudiera responder (0.5 s es
el tiempo de respuesta de demanda desencadenada por los
relés de baja frecuencia).
El RRS en ERCOT proviene principalmente de generadores que proporcionan fuentes de PFR y de carga con relés
de baja frecuencia. En 2015, ERCOT comenzó a tener en
cuenta la inercia del sistema anticipada en las adquisiciones
del RRS. Los requerimientos máximos del RRS generalmente coinciden con las horas de la mañana de baja demanda
y vientos fuertes (1-4 a.m.).
El NSRS de 30 minutos proporciona reservas para
abordar la carga o los errores de pronóstico de VER. En la
actualidad, el NSRS se adquiere para subpronosticar errores de carga y sobrepronosticar errores de las VER. Cuando
existe la probabilidad de que la carga neta aumente, ERCOT
adquiere el NSRS suficiente para cubrir el percentil 95 de los
errores de pronóstico netos. Cuando no existe la probabilidad de que la carga neta aumente, ERCOT adquiere el NSRS
que solo puede ser suficiente para cubrir el percentil 70 de
los errores de pronóstico netos.
ERCOT identifica los requerimientos de servicio auxiliar por hora para el siguiente año durante el otoño del año
anterior, y los datos históricos juegan un papel importante
en la determinación de estos requerimientos. Dado que las
cantidades de servicio auxiliar se determinan con meses de
anticipación, las herramientas de vanguardia ayudan a los
operadores de las salas de control a identificar la escasez en
tiempo real en RRS o NSRS. Los productos de servicio auxiliar de ERCOT, diseñados hace más de dos décadas, fueron
recientemente revisados para incluir el servicio de reserva
noviembre/diciembre 2019

de contingencia como un nuevo producto y la respuesta de
frecuencia rápida como un subconjunto del RRS existente.

Nuevos servicios del sistema en EirGrid
Al igual que ERCOT, la red de Irlanda también es una red
insular con una interconexión de CC limitada a Gran Bretaña. En 2008, EirGrid, operador del sistema de transmisión
de Irlanda e Irlanda del Norte, fue pionero en el análisis del
impacto de las altas penetraciones de IBR en la estabilidad
transitoria. El operador del sistema enfrentó varios desafíos
desalentadores para alcanzar el 75 % de penetración no síncrona del sistema (el SNSP difiere de la métrica de IBR en
que las importaciones netas son incluidas en la generación de
IBR y las exportaciones netas son incluidas en la demanda) y
una ROCOF de 1-Hz/s. Entre ellos:
✔ gestionar la estabilidad del sistema
✔ controlar la tensión del sistema (cuando más del 25
% del total de las fuentes de energía reactiva del generador síncrono basado en transmisión sería reemplazado)
✔ proteger al sistema contra eventos de sobrefrecuencia
(pérdida de exportación en condiciones de vientos
fuertes)
✔ gestionar la incertidumbre de un sistema dependiente
del clima.
Hoy en día, EirGrid opera la red con una SNSP de hasta
65 % y con un límite de ROCOF de 0.5 Hz/s. En noviembre
y diciembre de 2018, la energía eólica proporcionó más del
43 % de la energía total consumida. Durante todo el año,
la energía eólica atendió más del 30 % de la demanda. Se
espera que se conecten 1,000 MW adicionales de energía
eólica en los próximos 12 meses. Para integrar con éxito esta
energía eólica, la empresa planea operar el sistema con una
tasa de SNSP de hasta 75 % y una ROCOF de hasta 1-Hz/s
para 2020.
Con estos altos niveles de penetración de IBR, surgen
problemas de estabilidad del sistema, en gran medida debido
al bajo par de torsión de sincronización. Esto podría ser parcialmente mitigado por inversores formadores de red. Sin
embargo, actualmente el código de red no requiere inversores formadores de red, y todavía se está tratando de entender cómo esta nueva tecnología funcionaría e interactuaría
con el resto del sistema. Hasta la fecha, EirGrid ha renovado
básicamente los servicios de su sistema a fin de proporcionar
incentivos para introducir tecnologías que brinden un par de
torsión similar al síncrono y un fuerte soporte de energía
reactiva cuando la producción eólica es alta. Con estos nuevos servicios del sistema, es probable que la cartera existente
tenga una capacidad suficiente para alcanzar las metas de
2020 de manera eficiente y efectiva.
Los servicios auxiliares anteriormente habían sido un
mercado muy pequeño (50 millones de euros anuales o el
2 % de los ingresos del generador). El renovado mercado
garantiza incentivos por al menos seis años, a diferencia de
un año anterior, y tiene un valor de hasta € 235 millones
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