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confiabilidad se tornan más valiosos: inercia, respuesta de
frecuencia rápida (RFR), regulación de frecuencia y reservas para cubrir el error de predicción renovable. Algunos de
estos se suministraban en abundancia con la cartera de generación del pasado. En la actualidad, debemos asegurarnos de
que el mercado incluya una compensación por la escasez de
proveedores de servicios de confiabilidad en el futuro.
Los mercados de servicios de confiabilidad tienen diferentes definiciones, requerimientos y reglas de elegibilidad.
Algunas definiciones son algo arcaicas, otras se basan en
características existentes que no son necesidades explícitas,
y otras pueden agregar múltiples servicios en uno para simplificar las cosas. El primer paso puede ser asegurar que las
definiciones y los incentivos estén orientados al servicio real
y a la contribución brindada. Como dicen, si lo creas (un mercado), ellos (los proveedores) vendrán; y si pides algo que no
es exactamente lo que pretendías, lo obtendrás. El Consejo de
Administración de ERCOT aprobó recientemente una redefinición del conjunto de productos de servicios auxiliares para
que se alineen con las necesidades actuales y futuras de la red
y, al mismo tiempo, se mantengan al margen de la tecnología
del proveedor de servicios (gráfico 5). Por ejemplo, se propuso que el servicio de reserva flexible (RRS, por sus siglas
en inglés) anterior se dividiera en dos partes. El primero es
un nuevo RRS que se aplica solo al periodo inmediatamente
posterior a la ocurrencia de una contingencia hasta que la
frecuencia se estabilice, pero no se corrija (por ejemplo, 30
s). El segundo es el servicio de reserva de contingencia de
ERCOT, que cubre específicamente el tiempo después de que
la frecuencia se estabiliza hasta que la frecuencia y el error
de control de área son corregidos (por ejemplo, 10 min). El
nuevo RRS se divide en servicio de RFR (SRFR) y respuesta
de frecuencia primaria (RFP). El SRFR se caracteriza por
ser capaz de convertir la capacidad de reserva en energía o
restringir el consumo de energía de forma extremadamente
rápida (15 ciclos, un cuarto de segundo) y mantener esa respuesta durante 15 minutos, de ser necesario. Esto permite que
el operador del sistema independiente obtenga lo que realmente necesita (energía con poco retraso después de una perturbación), en lugar de diseñar el producto solo de la manera
tradicional en torno a un regulador de turbina convencional.
Un último avance es que los requerimientos del sistema para
muchos de estos servicios dependen unos de otros. Por ejemplo, el criterio de cuánto RRS se necesita depende de cuánta
inercia del sistema tenga ERCOT. En el caso de ERCOT,
tener definiciones de servicio más realistas que satisfagan las
necesidades del sistema y caracterizar estas necesidades con
precisión ofrece la posibilidad de tener incentivos que continúen motivando a los vendedores a proporcionar un mejor
servicio a menor costo.
Los operadores de sistemas de transmisión europeos también son conscientes de los cambios necesarios para cuando las
grandes unidades de masa de rotación desaparezcan de la red.
Incluso si no se tiene una visión clara de los servicios requeridos en el futuro, se cree que la tecnología estará a la altura de
noviembre/diciembre 2019

las circunstancias. Se han llevado a cabo considerables investigaciones y proyectos piloto sobre RFR, inercia sintética y un
mejor uso de la demanda y fuentes de energía renovables en
países como Irlanda, España, Dinamarca y Alemania.
A medida que el sistema se encamina hacia una flota cada
vez más conectada al inversor, existe un mayor enfoque en
el desarrollo de la compatibilidad de incentivos en torno a
los servicios del sistema en los plazos operativos, de planificación y de inversión. Sin embargo, ciertos servicios pueden
ser más adecuados que otros para ser adquiridos a través de
marcos del mercado. Por ejemplo, la inercia para el soporte de
frecuencia de interconexión puede proporcionarse en toda la
interconexión y transferirse a través de enlaces de CA, y tiene
un grado de sustitución con RFR y RFP. Por el contrario, la
fortaleza del sistema y el control de tensión son problemas bastante puntuales, con contribuyentes específicos y poca competencia. Como se muestra en la tabla 1, otras características del
servicio del sistema pueden influir en el hecho de que se pueda
implementar el marco del mercado para ese servicio dado, incluida la complejidad, el exceso de oferta o una situación en la
que los beneficios económicos no puedan justificar el costo de
administración del mercado. Estas características deben seguir
siendo evaluadas en el futuro, ya que algunas podrían no ser
aplicables a escenarios futuros con cantidades masivas de VRE.

Estructuras variables y cambio de
paradigmas del mercado
¿Serán suficientes los mercados de servicios de energía
y confiabilidad existentes para proporcionar las señales
a fin de obtener la flota de fuentes, dominada por VRE,
para proporcionar energía en donde se necesita, cuando
se la necesita y de manera confiable? Hoy en día, algunos
mercados en los Estados Unidos, Canadá y Europa tienen,
o están introduciendo, planes para mercados de capacidad
centralizada como un medio potencial para proporcionar
tabla 1. Características potenciales que pueden
limitar el marco del mercado (solo ilustrativo).
Razones por las que no se puede
implementar un producto de mercado

Ejemplo

El diseño del producto es demasiado
complejo (por ejemplo, la complejidad del
software).

Soporte de
voltios/VAR

El producto es demasiado específico para
ciertas áreas locales (poca o ninguna
competencia).

Soporte de
voltios/VAR

Inherentemente, el sistema tiene cantidades
más que suficientes del servicio.

Inercia
síncrona

Los costos del servicio pueden ser reducidos,
por lo que el costo para administrar el
producto del mercado puede ser mayor que
los beneficios.

Servicio de
arranque
autógeno
(restauración)

Existe un requisito de fuentes específicas en
lugar de una necesidad de todo el sistema.

Periodo de
protección de
baja tensión

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