Irlanda dejó de limitar la eólica y empezó a comprar flexibilidad: del 50 % al 75 %

Irlanda es una red insular pequeña con eólica de primer nivel y pocas interconexiones. En 2011, los operadores del sistema, EirGrid y SONI, se enfrentaban a un techo difícil de superar: el límite de Penetración No Sincrónica del Sistema (SNSP) —la cuota de eólica e importaciones por interconexión sobre la demanda— estaba en el 50 %, porque la estabilidad, la inercia y la rampa procedían implícitamente de grandes generadores síncronos. El programa DS3, lanzado ese año, se propuso elevar ese techo al 75 %.

La clave consistió en dejar de tratar la estabilidad como un efecto secundario de la generación fósil y empezar a tratarla como productos. Una decisión de diciembre de 2014 de los reguladores de ambas jurisdicciones respaldó el enfoque: el tope anual del presupuesto de Servicios del Sistema subió de 60 millones de euros a 235 millones, los productos de servicio se duplicaron de siete a catorce y la contratación pasó a una modalidad híbrida de tarifas reguladas y subasta competitiva. Finalmente se contrataron doce servicios bajo Acuerdos Regulados con efecto desde el 1 de mayo de 2018, y también cambiaron los códigos de red, incluida una norma de resistencia a la RoCoF de 1 Hz/s durante 500 ms.

El techo se movió exactamente como estaba previsto: en 2018, la penetración renovable instantánea había subido del 50 % al 65 % —descrito por EirGrid como una primicia mundial—, luego al 70 % en 2021, y el objetivo del 75 % se alcanzó en marzo de 2022, diez años después del lanzamiento del programa. La energía renovable aportó el 43 % de la electricidad de Irlanda en 2020, superando el objetivo del 40 %, y desde entonces el trabajo se ha orientado a empujar el límite hacia el 95 %.

Comprar la física que antes se obtenía gratis

Definir la inercia, la respuesta rápida de frecuencia y la rampa como servicios comprables permitió que baterías, unidades térmicas y otros proveedores compitieran por su capacidad en lugar de por el tipo de combustible.

Los pagos por rendimiento y las pruebas vincularon los ingresos a la capacidad entregada, de modo que la capacidad que la red necesitaba se contrató y verificó realmente.

Una combinación de tarifas reguladas y subastas mantuvo el suministro de los servicios esenciales mientras la competencia hacía bajar el precio en sucesivas rondas de contratación.

Elevar el límite de SNSP eliminó el riesgo de recorte para todos los inversores en parques eólicos, por lo que el mecanismo se amortizó por sí mismo con el despliegue de renovables.

Cuando un insumo gratuito se convierte en la restricción, no raciones su complemento: define el insumo como un producto y crea un mercado para él. La capacidad, no el tipo de combustible, es lo que genera ingresos.

El objetivo de SNSP del 75 % se alcanzó en marzo de 2022 y el programa se ha convertido en la referencia internacional para operar redes con cuotas extremas de renovables. La contratación continúa mediante sucesivas rondas, y EirGrid y SONI se han fijado desde entonces la meta del 95 %, con el trabajo de rediseño del mercado impulsado en el marco del programa Shaping Our Electricity Future.