Los servicios auxiliares representan una proporción cada vez menor de los ingresos para el almacenamiento de energía en baterías, ya que los precios de la respuesta de frecuencia han disminuido. Pero, ¿podrían los nuevos mercados para otros servicios auxiliares cambiar esta situación? A través de sus programas piloto, el ESO ha estado probando nuevos servicios auxiliares para la estabilidad, el voltaje y la gestión de restricciones.
Estos servicios resuelven problemas de red localizados y se adquieren en diferentes zonas según la necesidad del sistema. Hasta ahora, el ESO ha contratado estos servicios mediante licitaciones competitivas para su entrega con al menos un año de antelación. Sin embargo, se espera una transición hacia plazos de contratación más cortos, con un mercado diario previsto para los servicios de estabilidad a partir de 2026.
En este artículo, analizamos los requisitos y el valor potencial de cada uno de estos servicios.
Estabilidad
Los servicios de estabilidad están diseñados para aumentar la inercia y el nivel de cortocircuito (SCL) de la red. Esto permite que la frecuencia del sistema (inercia) y el voltaje (SCL) se mantengan estables ante perturbaciones inesperadas.
Históricamente, los grandes generadores térmicos sincronizados a la red proporcionaban estos beneficios gracias a su diseño, pero a medida que la red se ha vuelto más renovable, esto ya no es tan fiable. Actualmente, el ESO activa generadores térmicos en el Mecanismo de Balance cuando la inercia está por debajo de los niveles operativos. El programa piloto de estabilidad busca crear mercados competitivos para contratar estos servicios en su lugar.
El ESO ha completado tres rondas de licitación piloto hasta la fecha, en las que los generadores reciben un pago por disponibilidad (£/periodo de liquidación) por proporcionar inercia y nivel de cortocircuito. Las baterías con inversores capaces de formar red pudieron participar en la segunda de estas licitaciones.
Cinco baterías ganaron contratos anuales en la segunda ronda, centrada en mantener los niveles de cortocircuito en Escocia. Los valores de los contratos oscilaron entre £5k y £25k/MW/año, aunque los operadores deben considerar estos ingresos junto con los mayores costes de un inversor capaz de formar red.
Tras las tres rondas piloto, el ESO ha avanzado hacia un diseño final del mercado de estabilidad. El mercado a medio plazo, que contrata inercia y nivel de cortocircuito con un año de antelación, se lanzó en octubre de 2023 y los primeros resultados se esperan para septiembre de 2024. Una subasta diaria para este servicio podría comenzar tan pronto como en 2026.
Potencia reactiva
A medida que la generación se ha descentralizado y se ha integrado en la red de distribución, algunas líneas de transmisión pueden operar durante largos periodos con baja utilización. En algunas zonas, esto ha incrementado la cantidad de potencia reactiva en la red, la cual debe ser absorbida para evitar un aumento excesivo del voltaje.
Actualmente, el ESO gestiona la potencia reactiva a través del Servicio Obligatorio de Potencia Reactiva (ORPS). El código de red exige que todos los generadores conectados a la transmisión presten este servicio, incluidas las baterías conectadas a la red de transmisión, que deben variar la cantidad de potencia reactiva en su salida.
En la práctica, solo tres baterías han prestado este servicio hasta la fecha, obteniendo una media de £1.5k/MW/año.
Además del ORPS, se han realizado dos licitaciones piloto de voltaje. Estas licitaciones buscaban contratar potencia reactiva en regiones específicas, bajo contratos a largo plazo. Hasta ahora, solo una batería, Capenhurst, ha ganado una licitación. Recibe un pago por disponibilidad de £2.6k/MW/año durante un contrato de 9 años.
Los resultados de un tercer programa piloto para Londres y el norte de Inglaterra se esperan para octubre de 2024. Antes de que el ESO avance hacia un mecanismo de mercado a largo plazo, es posible que veamos más licitaciones piloto en el futuro.
Gestión de restricciones
Finalmente, el ESO está probando nuevos servicios auxiliares para la gestión de restricciones en la transmisión. Estas suelen formarse cuando la energía eólica generada en Escocia y el este de Inglaterra fluye hacia los centros de demanda en el sureste.
Actualmente, el ESO debe anticipar la aparición de una restricción y redispatchar los generadores en el Mecanismo de Balance. Esto reduce los flujos de transmisión antes de una falla, para evitar la sobrecarga de las líneas.
Se busca aumentar la capacidad de intertrip como forma de operar los límites de transmisión con mayor utilización. Esto requiere que los generadores se desconecten rápidamente si hay una falla en la transmisión, para asegurar que un límite no se sobrecargue.
Hasta ahora, se han realizado dos licitaciones piloto de gestión de restricciones, para generadores al norte del límite B6 en Escocia y al este del límite EC5 en el este de Inglaterra. Cuando es posible que se requiera que los generadores se desconecten, se les envía un mensaje de 'preparación'. Los generadores reciben un pago por preparación por periodo de liquidación, además de una tarifa fija si se desconectan.
Hasta la fecha, solo una batería - Wishaw - ha ganado un contrato, con una tarifa de preparación de £3.8k/SP y una tarifa de desconexión de £50k. Sin embargo, solo estuvo preparada durante 1 minuto en el año contractual 2023/24, en comparación con casi 4 días para el parque eólico Whitelee.
Whitelee obtuvo ingresos de £1.4k/MW/año por pagos de disponibilidad en este año contractual. Sin embargo, es poco probable que una batería obtenga ingresos tan altos. Actualmente, las baterías tienen limitaciones para prestar servicios de intertrip, ya que solo pueden prepararse y desconectarse cuando están exportando, a diferencia de recibir una señal para importar.
Tras las licitaciones piloto, el ESO está realizando dos licitaciones permanentes para B6 y EC5. La licitación de EC5 finalizará en el cuarto trimestre de 2024, mientras que la de B6 comenzará.
