Para equilibrar la oferta y la demanda de electricidad en escalas de tiempo cortas, la Red Nacional del Reino Unido tiene contratos con generadores y grandes consumidores de energía para proporcionar energía adicional temporal o reducir la demanda. Estos servicios de reserva son necesarios si una central eléctrica falla, por ejemplo, o si la demanda prevista difiere de la demanda real. La Red Nacional tiene varias clases de servicios de reserva, que en orden descendente de tiempo de respuesta son: inicio del mecanismo de equilibrio (BM), reserva operativa a corto plazo, gestión de la demanda y reserva rápida. [1] [2]
Este es un servicio que los grandes usuarios de energía, como las acerías, los almacenes frigoríficos y las grandes estaciones de bombeo de agua, pueden ofrecer a la red nacional del Reino Unido . Estos contratistas tienen relés sensibles a la frecuencia instalados en los disyuntores de entrada, y estos desconectan la carga si la frecuencia del sistema cae por debajo de una cifra preestablecida (49,7 Hz). Estas cargas se desconectan durante un período contratado de al menos 30 minutos. Durante este período, los motores diésel de reserva permanente (servicio de reserva) de capacidad similar (es decir, alrededor de 660 MW en total) se ponen en marcha y permiten que las cargas del servicio de frecuencia se vuelvan a conectar y que los relés se vuelvan a armar.
El servicio de frecuencia está diseñado para hacer frente a la pérdida de dos grupos de 660 MW en rápida sucesión. Hay aproximadamente 2,25 GW de cargas de servicio de frecuencia disponibles en el Reino Unido para cubrir una demanda máxima de aproximadamente 60 GW.
Si los pagos totales del Servicio de Reserva, aproximadamente 2250 MW × £7000 = £15,75 millones se dividen por el total de kWh entregados por la Red Nacional a todos los clientes, aproximadamente 0,3 billones de kWh, entonces esto equivale a un costo total de aproximadamente 0,005p/kWh.
En Estados Unidos, Francia y todas las demás grandes redes eléctricas funcionan acuerdos similares. [3]
En algunos momentos del día, National Grid necesita acceder a fuentes de energía adicionales, ya sea en forma de generación o de reducción de la demanda, para poder hacer frente a una demanda real mayor que la prevista o a una falta de disponibilidad de generación imprevista. Estas fuentes de energía adicionales de las que dispone National Grid se denominan "reserva" y comprenden fuentes sincronizadas y no sincronizadas. National Grid obtiene la demanda no sincronizada principalmente mediante la contratación de una reserva operativa de corto plazo, que es proporcionada por una variedad de proveedores de servicios mediante generación de reserva o reducción de la demanda.
La necesidad de STOR varía según la época del año, la hora de la semana y la hora del día, y depende del perfil de demanda del sistema en ese momento. Para reflejar esto, National Grid divide el año en varias temporadas, tanto para días laborables (incluidos los sábados) como para días no laborables (domingos y la mayoría de los feriados bancarios), y especifica los períodos de cada día en los que se requiere la reserva operativa de corto plazo. Estos períodos se conocen como ventanas de disponibilidad.
La reserva operativa de corto plazo es un servicio de equilibrio contratado, mediante el cual el proveedor de servicios suministra un nivel de energía contratado cuando lo solicita National Grid, dentro de parámetros previamente acordados. Los principales requisitos de capacidad mínima para el servicio son los siguientes:
El servicio puede ser prestado tanto por participantes de BM como por participantes que no sean de BM. La utilización del servicio por parte de los participantes de BM se realiza a través del mecanismo de equilibrio. Para los proveedores de servicios que no sean de BM, se instala un sistema de control y despacho a medida, STOR Dispatch (antes conocido como SRD - Standing Reserve Dispatch).
Hay dos formas de pago que National Grid realizará como parte del servicio:
El STOR está sujeto a una serie de restricciones y condiciones que incluyen un umbral de capacidad mínima de 3 MW. Por encima de esta capacidad, es posible presentar ofertas directamente a National Grid para la prestación de servicios STOR o con la asistencia de un agente. Los posibles proveedores pueden optar por utilizar un Agente para administrar su proceso de licitación y, en su nombre, presentar ofertas STOR a National Grid. National Grid está dispuesta a tratar con Agentes siempre que no se obstaculice ninguna parte del proceso de licitación o contratación. Las ofertas STOR se evalúan de la misma manera, ya sea que se presenten directamente o a través de un Agente.
Los agregadores ofrecen una alternativa para los sitios que no tienen la capacidad mínima de 3 MW en una única ubicación o que prefieren delegar las responsabilidades operativas a un proveedor de servicios externo especializado. Un agregador desarrolla y opera varios sitios (subsitios STOR) y los ofrece a National Grid como un único sitio STOR. Esta función es específicamente diferente a la de un agente.
Si bien un Agregador puede ser propietario de un activo, por lo general actuará en nombre de uno o más propietarios de activos externos para presentar licitaciones STOR "compuestas" a National Grid. Por lo tanto, National Grid percibe el rol de un Agregador como esencialmente un "Proveedor de Reserva", que posee el Contrato STOR en sí mismo mientras administra las interfaces necesarias con los diversos propietarios de activos individuales.
Los precios ofertados por un proveedor potencial determinarán su posición en el orden de mérito operativo y afectarán el número de eventos, horas de operación y niveles de pago que recibirá.
Las medidas anteriores se aplican de forma rutinaria y sin ninguna interferencia con el suministro normal a los consumidores. Existen otros mecanismos similares que se utilizan sólo como último recurso, ya que implican la desconexión de los consumidores. Si la respuesta de frecuencia y la reserva giratoria no logran controlar la frecuencia de la red y ésta cae demasiado, los ventiladores que alimentan el aire de combustión a las calderas de las centrales eléctricas comienzan a funcionar con un tiro/presión inadecuados, ya que están sincronizados , y la producción de todas las centrales eléctricas de la red entra en una disminución irreversible. Para evitarlo, se disparan los relés sensibles a la frecuencia en subestaciones enteras, desconectando áreas completas de clientes según un cronograma predeterminado.
Esto continúa hasta que, como último recurso, se puedan cambiar áreas grandes manualmente.