Fuente: El Periódico de la Energía
La generación distribuida y una demanda activa tendrán un papel cada vez más protagonista en el sistema eléctrico. El problema es saber cuándo y cómo se producirá esa transformación. Todos coinciden en que se convertirán en una herramienta imprescindible para que el sistema energético sea más flexible, eficiente y sostenible, pero sin incentivos económicos para los consumidores finales pocos auguran que esos cambios se vayan a producir.
«Estamos en un momento importantísimo en el sector eléctrico: conjugar el desarrollo de la flexibilidad de la demanda, la incorporación masiva de renovables en el mix eléctrico y la necesidad de cumplir los objetivos ambiciosos de descarbonización», ha explicado María Luisa Llorens, jefa del Dpto. de Mercados de Operación de REE, en la Jornada del IDAE ‘Transformación Energética y Recursos Distribuidos’ en la Feria GENERA 2019, «y a la vez, esos servicios deben permitir que el sistema eléctrico asegure la calidad y la seguridad del suministro, es decir, igualar en tiempo real las entregas y tomas de electricidad».
Para ello, el punto de partida fue la aprobación, en diciembre pasado, de la Resolución de 11 de diciembre de la CNMC, con las condiciones relativas al balance y a los mercados de ajuste, «y en la que se han reducido las condiciones para participar», ha señalado Llorente, «reduciéndose hasta 1 MW para que puedan incorporarse la demanda y el almacenamiento».
«Sin duda, el cambio más relevante de este año es la directiva de Balance para que la demanda pueda acudir a los mercados de ajuste», ha coincidido por su parte Mª Jesús Martín, directora general de Política Energética y Minas del Ministerio para la Transición Ecológica, «pero solo podrá participar a través de las comercializadoras y los agentes. Sin embargo, dentro de esta figura se desarrollará una nueva, la del agregador independiente de la demanda, que todavía no está introducido en el ordenamiento español pero que estará en la Ley de Cambio Climático que aprobará el gobierno y además porque se deberá transponerse la Directiva Europea de Mercado Interior de Electricidad, que es ahí donde aparece».
Ese agregador independiente deberá diseñarse en coordinación con la CNMC que decidirá la metodología de actuación, «con un consumidor activo o con comunidades locales que le permita responder con flexibilidad a los cambios de precios en el mercado», ha añadido Martín.
Aunque «aparte del desarrollo normativo hay un elemento fundamental: que los consumidores estén dispuestos a participar, y para ello no solo hace falta pedagogía o el desarrollo tecnológico, hace falta un incentivo económico».
Plataformas europeas de balance
Pero esta transformación no solo se llevará a cabo a nivel nacional, sino que será un proceso en toda la Unión Europea. En los próximos años «se verá aumentado el número de agentes, al incluir a la demanda y al almacenamiento, pero además será un nuevo mercado más grande y europeo», ha continuado María Luisa Llorens, «se están creando las plataformas europeas de balance, que en España iremos con retraso porque no tenemos suficiente capacidad de interconexiones con Europa. El flujo tiene que moverse por toda Europa pero España, que a día de hoy ya tiene el 77% de las horas congestionadas en su intercambio con Europa, la situación no puede ser mejor con un mayor número de participantes, así que por el momento nos conformaremos con el mercado ibérico. Necesitamos aumentar las interconexiones».
Una de esas nuevas plataformas europeas de energías de balance se llama TERRE y permitirá gestionar de forma coordinada el equilibrio entre la generación y la demanda de electricidad en el ámbito europeo, tras los ajustes de los programas en el mercado intradiario. Ha sido lanzada por ocho operadores de sistemas eléctricos (TSOs) europeos y apoyada en el uso del sistema informático Libra y de las interconexiones internacionales, lo que permitirá una gestión más eficiente de las energías de balance. También se están desarrollando otras dos más: Mari y Picasso.
Coste y demanda eléctrica
Según datos de REE, el 6% de la demanda eléctrica de 2018 (15,2 TWh) han correspondido a los servicios de ajuste y su coste solo ha supuesto el 2,7% del precio medio final de la electricidad (1,46 €/MWh), el mínimo de los últimos 12 años y un 38% inferior al de 2017.
«Ahora en 2019 se han incorporado nueva capacidad renovable», ha puntualizado la experta, «de los más de 104 GW de potencia instalada, el 52% ya es renovable, y de los 247 TWh que se generaron, el 39% fue renovable. La hora en la que menos generación renovables hubo fue en agosto con solo un 10% y la hora máxima fue en diciembre, con un 72% de participación».
«Si el objetivo de 2030 es que la media de generación eléctrica sea con un 74% de renovables, es decir, incluso dos puntos más que el máximo de 2019, tenemos que asegurarnos de que esas instalaciones contribuyan al equilibrio en tiempo real, pero ¿por qué vamos a pensar solo en generación? Los objetivos solo se conseguirán si también se mueve la demanda, necesitamos que la demanda y el almacenamiento comiencen a formar parte de los servicios de ajuste, y tendrá que ser así porque si no, perderemos eficiencia y rentabilidad».