Desde ENTRA Agregación y Flexibilidad damos la bienvenida a la consulta pública previa a la elaboración del Real Decreto que regulará las condiciones de suministro y contratación de energía eléctrica y se establecen los principios reguladores del agregador independiente.
Desde ENTRA Agregación y Flexibilidad, abogamos por fomentar y acelerar el despliegue de soluciones que faciliten que la flexibilidad de los recursos distribuidos pueda contribuir positivamente en resolver los efectos de la crisis energética y climática a la vez que maximiza la generación renovable distribuida.
En este sentido se ha creado un grupo de trabajo (GT Almacenamiento) que ha representado mayormente los distintos perfiles de los miembros de ENTRA con el fin de identificar obstáculos que permitan encontrar soluciones para poner en valor los activos de flexibilidad distribuida basados en las baterías Behind the Meter (BtM) y así, reforzar el almacenamiento como recurso de flexibilidad, identificando las barreras burocráticas y los requisitos legales apropiados y facilitadores para el despliegue de este recurso.
El grupo de trabajo de Almacenamiento ha elaborado un documento que recoge la propuesta de Entra Agregación y Flexibilidad para facilitar el despliegue del valor del almacenamiento como herramienta de flexibilidad de la demanda.
Ya está disponible el documento ‘Hoja de Ruta para la flexibilidad de la demanda en España’ que presentamos en el evento que tuvo lugar el pasado miércoles en Madrid.
Esta Hoja de Ruta es el resultado del trabajo desarrollado por los miembros de nuestra asociación en los últimos meses y busca conseguir los siguientes objetivos:
El sector cierra 2020, año con numerosos desarrollos normativos que buscan implementar y fomentar los objetivos del PNIEC, con la aprobación del Real Decreto 1183/2020, de 29 de diciembre, de acceso y conexión a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica. De esta manera, se aporta certidumbre a los nuevos proyectos renovables, se avanza sustancialmente en el desarrollo normativo del almacenamiento y se establecen procedimientos simplificados para los consumidores y generadores de pequeña potencia, fundamentales para favorecer la integración de las renovables y dotar de flexibilidad al sistema. Flexibilidad de la demanda que además suaviza los picos de demanda, lo que le da una oportunidad al consumidor de modificar sus hábitos en los momentos de precios altos, beneficiando su factura y al sistema eléctrico.
Teniendo en cuenta que para finales de enero la demanda ya podrá participar en los servicios de balance y teniendo en cuenta que empezamos 2021 con la temática energética en primera plana tras haberse alcanzado precios record en el ‘pool’ el pasado viernes día 8 de enero, desde la asociación entra Agregación y Flexibilidad nos planteamos cuál hubiera sido el resultado en un escenario con un volumen considerable de demanda gestionable. Según Alicia Carrasco, Directora Ejecutiva de la asociación entra esto ya es una realidad en otros países europeos. En Francia, por ejemplo, el Plan Nacionaux Énergie et Clima (PNIEC francés) ya propone incentivos económicos para promover la participación en mercado de la gestión de la demanda (l’appel d’offres effacement) con objeto de cumplir con la programación energética plurianual (PPE) y reducir picos de demanda. Se trata de un mecanismo de respuesta a la demanda de capacidad en el que se retribuye una prima fija anual (€/MW·año) a las instalaciones de demanda que podrán ser gestionadas directamente por el operador del sistema o por un agregador/tercero en situaciones, por ejemplo, de precios de mercado por encima de 100 €/MWh. Esta iniciativa consigue tres objetivos en los que ambos países trabajamos: impulsar la gestión activa de la demanda (se establece un objetivo de 6 GW), blindar la seguridad del suministro y reducir el consumo de combustibles fósiles.
De cara al presente ejercicio, vemos ya en la agenda cuestiones de gran calado como el desarrollo del almacenamiento y la hibridación, de la figura del agregador independiente y de las comunidades energéticas. Todas ellas, serán elementales para la consecución de los tres objetivos citados y podrán contribuir a evitar situaciones como la del pasado día 8 de enero que, aunque no tengan una repercusión económica tan negativa, sí que desincentivan al consumidor en su camino hacia la adopción de un rol más activo dentro del sistema.
Con mayor urgencia, destacamos la ‘Expresión de interés relativa a MOVILIDAD ELÉCTRICA: infraestructura de recarga, innovación y electrificación del parque móvil en el marco del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia’ remitida por MITECO el pasado 30 de diciembre, una invitación al sector a que contribuya con sus propuestas de acción en los siguientes ámbitos: 1) creación de corredores de recarga rápida o ultrarrápida, 2) infraestructuras singulares de recarga, 3) despliegue generalizado de infraestructura de recarga en destino, 4) innovación en la cadena de valor y 5) renovación del parque móvil. Iniciativas como esta es positiva, no solo recogen la visión y opinión de los distintos agentes, sino porque cataliza el proceso de descarbonización, favorece la creación de nuevas oportunidades y tejido industrial y, además, promueve la figura del consumidor activo.
En definitiva, desde entra Agregación y Flexibilidad nos gustaría empezar el año deseándoos a todos/as un buen comienzo de 2021. Como ya sabemos, será un año con muchos cambios positivos que trataremos de convertir a oportunidades.
El agregador independiente, ya con el RDL23/2020 considerado sujeto que puede desarollar las actividades de suministro eléctrico[1], es un nuevo agente que puede participar en todos los mercados de la electricidad agregando y gestionando de forma remota los activos de consumo, generación y almacenamiento de sus clientes. De esta manera, se permitirá a la demanda gestionable y a los recursos energéticos de menor tamaño y más distribuidos aportar valor en los mercados donde antes no podían. De hecho, extraer el potencial de estos activos no solo beneficia al consumidor que percibe un ahorro y al agregador que los gestiona, sino que beneficia también al conjunto del sistema[2] por varias vías. Sin embargo, la entrada de este nuevo agente, compartirá clientes con el comercializador y podría hacerle incurrir en perjuicios al verse sus planes de compra de energía modificados por la gestión del agregador. Por lo tanto, la implementación de un modelo que maximice todos los beneficios y minimice los daños provocados a terceros es una cuestión central y de urgencia para el sector.
Parte 1: Contexto regulatorio de España y UE
La Directiva (UE) 944/2019 sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad, aprobada el pasado 5 de junio de 2019 y aplicable a partir del 1 de enero de 2021, define en su art. 2 la actividad de la agregación[3], la respuesta de la demanda[4]y la figura del Agregador Independiente (AI)[5]. Asimismo, en su art. 17 establece las pautas para un desarrollo normativo nacional de la actividad de la respuesta de la demanda mediante la agregación. Estas pautas para establecer el marco normativo son las que definen los derechos y obligaciones del AI, tal y como se resume en la siguiente tabla:
España, como Estado miembro, ha desarrollado la propuesta de Ley de Cambio Climático y Transición Energética (LCCTE) en la que ha tomado una serie de medidas para la transposición parcial de algunos artículos de la Directiva de mercado interior de electricidad en referencia a la agregación de la demanda y el A.I. Por su parte, la CNMC, en el segundo segmento de la disposición final primera (2.11) de su informe sobre el entonces anteproyecto de LCCTE, proponía revisar (en relación con el AI) una serie de pagos[1] que hoy en día el comercializador realiza y sus análogos no. Tras la valoración del regulador, el pasado 19 de mayo el MITECO envió la propuesta LCCTE a las Cortes para su aprobación. En el texto, se introducía por primera vez en España la figura del AI y la de las instalaciones de almacenamiento, modificando el art. 6 de la Ley 24/2013 del Sector Eléctrico.
Los artículos citados han sido ya parcialmente transpuestos mediante el RDL 23/2020 que, en su Título II sobre nuevos modelos de negocio, incluye la definción del agregador independiente[2] y la de titulares de instalaciones de almacenamiento y la de las comunidades energéticas renovables. De ambas acciones legislativas emanará el resto de normativas que definirán las “reglas de juego” de estos nuevos agentes con mayor detalle.
Por otro lado, el operador del sistema, tras una consulta pública, ha propuesto a la CNMC la adaptación de Procedimientos de Operación (P.O.) a las condiciones de balance establecidas en el Electricity Balancing GuideLine[3]. Esta adaptación de los P.O ya permitirá la participación de la demanda y, próximamente[4], almacenamiento en los mercados de balance, ambos de manera individual o agregada.
El siguiente paso será la creación de los grupos de trabajo de Red Eléctrica para la elaboración de una propuesta que permita al AI participar en los mercados de balance de los que REE es responsable. Por otro lado, habría que desarrollar propuestas para que el AI participe en el resto de los mercados (MD, MI, RRTT y futuros mercados locales del distribuidor y mercados de capacidad). La siguiente tabla resume el proceso detallado:
Parte 2: Evaluación de la figura del agregador independiente
Una vez detallado el contexto y los tiempos que se manejan para la implantación de la figura del AI, es necesario conocer la situación en los distintos Estados miembros para ofrecer una visión de las alternativas existentes e identificar los criterios a tener en cuenta.
es de realizar el análisis es importante nombrar, por un lado, los beneficios asociados a la respuesta de la demanda puesta a disposición por el agregador y, por otro, como ello podría afectar al comercializador. Un listado no exhaustivo de los beneficios de la gestión de la demanda es el siguiente:
Sin embargo, el comercializador, quien compromete la compra de la energía de sus clientes en el mercado diario, podría verse afectado por la activación de los servicios del AI. El ejemplo más intuitivo es cuando el AI ofrece una reducción de la demanda. En este caso, el comercializador se vería afectado por dos vías:
Es importante recalcar que no existe una metodología específica sugerida ni establecida a nivel de UE, aunque todos los modelos operativos tratan de ofrecer una estructura clara en la relación entre comercializador y AI. De hecho, cabe la posibilidad de establecer una metodología distinta para cada uno de los mercados en los que se participa y/o el tipo/volumen de recursos que se agrega (este es el caso de Francia, por ejemplo). Asimismo, la propia Directiva (UE) 944/2019 menciona como método de cálculo de compensación entre agentes el denominado ‘Net Benefit Principle’, una ecuación que considera y cuantifica todos los beneficios mencionados a la hora de definir dicha compensación al comercializador[1].
Parte 3: Modelos operativos a nivel internacional y europeo
Los principales modelos discutidos durante la redacción de los art. 13 y 17 de dicha directiva son los siguientes:
La siguiente tabla muestra una comparativa de los diferentes modelos de AI discutidos durante la redacción de la Directiva (UE) 944/2019:
En 2017, la organización holandesa Universal Smart Energy Framework (USEF) realizó un Workstream en el que analizaba exhaustivamente los modelos de agregador que se podían implementar. Un total de siete propuestas que vinieron dadas antes de la elaboración de las Directivas europeas y, por tanto, no todas ellas se podrían considerar dentro del marco del AI.
Con respecto a algunos de los modelos operativos, el panorama que presenta Europa cuando se trata de los modelos de agregadores implementados es bastante diversificado. En el Reino Unido no se ha establecido la compensación, siendo el comercializador el que hace frente a ese coste; en Francia hay varios modelos aplicados en paralelo, distintos según el tipo de mercado o el tipo de
cliente; en Irlanda es el operador del sistema el que costea los desvíos; en Suiza sí que existe una compensación por parte del agregador por la energía no consumida; y en Alemania estas cuestiones quedan sujetas a la relación contractual que ambas partes establezcan. Fuera de Europa, existe el ejemplo relevante de los EE. UU., en el que se aplica una especie de ‘Net Benefit Principle” realizandose una prueba de beneficio neto para determinar el nivel de precios a partir del cual se socializaría el coste de compensación. Por debajo de ese precio, la compensación la pagaría el agregador (es decir, si el beneficio neto inducido por el agregador no alcanza el umbral).
En definitiva, para una implementación eficiente y satisfactoria de la figura del agregador independiente, resulta de vital importancia tener en cuenta: las realidades presentes y futuras de los sistemas y mercados eléctricos nacionales, los modelos operativos existentes y los criterios de mayor relevancia como el nivel de desarrollo y el tipo de mercado en el que se participa y el peso y el tipo de recurso que se va a agregar.
Parte 4: Modelos propuestos a nivel nacional
Cualquier que sea el modelo elegido en España como modelo inicial, sabemos que no será definitivo, sino un modelo que tiene que evolucionar cuando se abran otros mercados, y cuando la necesidad de estos recursos crezca o el tamaño de la su aportación genere distorsiones no sostenibles. Aun así, tras haber evaluado los modelos elegidos en diferentes países y en diferentes momentos desde entra proponemos un modelo corregido, con compensación directa del agregador independiente al comercializador valorada al precio del mercado diario
Haciendo el simil con los modelos de USEF comentados anteriormente, el modelo propuesto para España sería el equivalente al “modelo de liquidación central”, donde una entidad central (por ejemplo, el OS Red Electrica de España) se encarga de corregir el perímetro del comercializador y de gestionar la compensación correspondiente del por parte del AI hacia el comercializador. De igual manaera haciendo el simil, con los modelos discutidos durante la redacción de la Directiva (UE) 944/2019, sería el equivalente al modelo corregido con compensación y sin tener en cuenta el net befefit.
Desde entra, entendemos que añadir una retribución por potencia firme al Agregador Independiente, promocionará el despliegue de recursos distribuidos y, por lo tanto, apoyará la integración de renovables, a la vez que aportará firmeza en el sistema.
Funcionamiento del modelo:
Al mediar una operación de compra (venta) automática con el comercializador por la energía vendida (comprada) por el agregador en los distintos mercados, los programas en energía están siempre cuadrados y nadie incurre en desvíos, y los saldos económicos también están siempre cuadrados y no se genera bolsa alguna.
[*]Los miembros Grupo Cuerva, IBIL y Siemens de la asociación entra Agregación y Flexibilidad, no estan de acuerdo con el modelo propuesto a nivel nacional y que asi aparece recogido en el punto 4 de este documento.
Entra es la Asociación Impulsora de Soluciones Innovadoras de Flexibilidad para la Transición Energética. Integrada por una decena de agentes del sector eléctrico y empresas de servicios energéticos, su objetivo es optimizar y poner en valor la flexibilidad que aporta el almacenamiento y los recursos distribuidos de gestion de la demanda, autoconsumo y carga inteligente del vehículo eléctrico en la ejecución del PNIEC, las directivas, normativa técnica y reglamentos europeo recogidas en el Paquete de Energía Limpia y los códigos de red, y la innovación propuesta en integración de sectores y descarbonización de la economía.
Nuestro primer objetivo es que en España esta flexibilidad disponga de un marco regulatorio que haga posible su gestión transparente, eficiente y no discriminatoria para que optimice su aportación al sistema eléctrico gracias al apoyo a la integración de la creciente generación renovable, a la vez que se desarrollan y adaptan las normas técnicas necesarias. Esto permitirá que la gestión de la demanda, la carga (y descarga) del vehículo eléctrico y el almacenamiento participen en TODOS los mercados eléctricos organizados en igualdad de condiciones a la generación eléctrica.
Cumpliendo con las exigencias de trasposición de la normativa europea, y concretamente de la Directriz de balance eléctrico (EB GL), antes del 23 de diciembre de 2020, se debe permitir la participación de la demanda y almacenamiento directamente y/o de manera agregada en los servicios de balance del Operador del Sistema. Para ello, el pasado 23 de marzo, REE lanzó a consulta pública una propuesta de modificación de veinte Procedimientos de Operación (POs) que tiene como objetivo su adaptación a las Condiciones de Balance aprobadas por la CNMC.
Para incluir la participación de estos nuevos recursos en los servicios de balance, los procedimientos modifican, entre otros, definiciones, procesos de habilitación, requerimientos de indisponibilidad, y el envío de información en tiempo real por parte de la demanda y el almacenamiento al OS, al igual que ocurre hoy en día con la generación, para la verificación del servicio prestado.
La optimización de la flexibilidad que apoyará la transición energética, además de crear nuevas oportunidades para el consumidor, está creando nuevas necesidades de datos de consumo y nuevos agentes:
Los agregadores necesitan acceder con agilidad y transparencia, y previa autorización explicita de los consumidores afectados, entre otros a los siguientes datos de los clientes para poder ofrecerles sus servicios: curva de carga horaria (consumo o generador), la potencia contratada, potencia demanda máxima, dato de contrato de consumo de un titular o representante (CUPS, distribuidor, tarifa, etc). Mucha de esta información proviene de los contadores inteligentes. Para obtener esta información que proviene de los contadores, es necesario que se desarrolle un acceso para estos nuevos agentes, para poder ejercer sus funciones similares a la que tienen ahora los comercializadores.
En referencia al acceso a estos datos de medida del contador y considerando la Directiva de Mercado Eléctrico (UE) 944/2019 en sus artículos:
Desde entra Agregación y Flexibilidad solicitamos de manera expresa y urgente que se implemente cuanto antes el apartado 2 del Articulo 23:
“Los Estados miembros organizarán la gestión de los datos con el fin de garantizar un acceso y un intercambio de datos eficiente y seguro, así como la protección de los datos y la seguridad de los datos.
Con independencia del modelo de gestión de datos aplicado en cada Estado miembro, partes responsables de la gestión de datos facilitará a cualquier parte elegible el acceso a los datos del cliente final, conforme a las disposiciones del apartado 1[1] del presente artículo. Las partes elegibles deben tener a su disposición de manera no discriminatoria y simultáneamente los datos solicitados. El acceso a los datos será fácil y los procedimientos pertinentes se pondrán a disposición del público”,
y que se especifique por parte del Ministerio para la Transición Ecológica y Reto Demográfico las normas sobre el acceso de las partes elegibles a los datos del cliente final con su consentimiento específico. Esto incluye datos de medición y consumo así́ como los datos necesarios para el cambio de suministrador, la respuesta de demanda y otros servicios.
Y que el modelo de gestión de datos de medida que se regule en España asegure al menos, lo siguientes aspectos:
[1]A los efectos de la presente Directiva, se entenderá que los datos incluirán los datos de medición y consumo, así como los datos necesarios para el cambio de suministrador, la respuesta de la demanda y otros servicios.
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Ante la incipiente apertura de los servicios de balance a la demanda y al almacenamiento de forma individual o agregada, “Entra Agregación y Flexibilidad” organizó la jornada técnica “Agregación de la demanda y flexibilidad: Casos de Usos y Potencial para el consumidor” en el marco de la nueva edición de Genera, la Feria Internacional de Energía y Medioambiente celebrada en Madrid entre los días 5 y 7 de febrero.
Entra nació en abril de 2018 con el objetivo de trabajar en un marco regulatorio, tecnológico y holístico que impulsara y permitiera a los recursos distribuidos participar en igualdad de condiciones tanto en los mercados de balance del operador del sistema, como en todos los mercados organizados operados por OMIE, así como en los futuros mercados de flexibilidad.
Tras la bienvenida y presentación de Entra por parte de Alicia Carrasco, Directora Ejecutiva y Esteve Rodríguez, Presidente de Entra, la jornada se inició con la presentación de la hoja de ruta que abre los servicios de balance a la agregación de demanda y almacenamiento en 2020 por parte de María Luisa Llorens, del departamento de Mercados de Operación de REE. A su vez, por parte de OMIE, Pedro Basagoiti resaltó la importancia de la flexibilidad y la agregación en la transición energética, corroboradas por la visión europea presentada por Andrés Pinto-Bello, de smartEn.
Bajo la moderación de María José García, de AgriEnergia, el resto de los participantes de la jornada demostraron que la industria está preparada y el desarrollo tecnológico ya es una realidad, si bien es cierto que existen aspectos que todavía necesitan regularse y desarrollarse.
Miguel Asensio mostró cómo la tecnología desarrollada por Siemens permite que la demanda, por ejemplo, en un centro comercial, puede proporcionar servicios al sistema y al mismo tiempo tener un ahorro en su factura.
Estas soluciones tecnológicas no son únicamente aplicables a grandes consumidores. Alvaro Miralles explicó que la tecnología de Stemy Energy ya es efectiva en costes en el sector residencial. Stemy Energy ha desarrollado un software de agregación, que bien con un dispositivo que instala gratuitamente a sus clientes o recogiendo información de equipos ya instalados, es capaz de gestionar el consumo de pequeños consumidores beneficiándose de un ahorro en su factura.
Alfredo Rivela, de TurningTables, presentó un piloto en el que los recursos energéticos distribuidos podrán participar en los futuros mercados locales para ofrecer al DSO soluciones a los problemas locales de red. El piloto se prevé que se desarrolle dentro del proyecto IREMEL, liderado por IDAE y OMIE.
Estas soluciones van a ser cada vez más necesarias para el DSO, y así lo hizo saber Ramón Gallart del grupo Estabanell, empresa que ha llevado a cabo pilotos para desarrollar una plataforma basada en la nube donde se validan los beneficios de utilizar la flexibilidad de diversas fuentes por parte de diferentes usuarios.
Como se puede observar, la industria española ya está preparada y se puede afirmar que la gestión de la demanda, incluyendo carga/descarga inteligente del vehículo eléctrico, al igual que el almacenamiento son imprescindibles en la transición energética. Ambas soluciones permitirán una mayor integración de renovables en el sistema, almacenando energía o moviendo el consumo cuando el sistema lo requiera y brindando la firmeza que requiere un sistema cada vez más renovable pero sujeto a las fluctuaciones meteorológicas.
Entra está convencida del papel que deben jugar el almacenamiento y la gestión de la demanda en el sistema eléctrico español, el cual requiere una firmeza que puede ser aportada por estos recursos. Ello asegurará la seguridad del suministro y permitirá que cada tecnología aporte de manera competitiva su valor en el mix 2030 propuesto en el PNIEC. Pero sin un mecanismo que ponga en valor la firmeza que aportan estos recursos, el almacenamiento no se desarrollará y la gestión de la demanda no aparecerá, aminorándose por tanto el potencial de la flexibilidad en una transición energética eficiente.
Adicionalmente, Entra considera necesaria una tarifa de acceso que traslade las señales económicas adecuadas por el uso de las redes, desincentivando el consumo en los momentos en los que la red esté más saturada y facilitando con ello el desarrollo del almacenamiento y de la gestión de la demanda.
Otros aspectos relacionados con la agregación de la demanda y el almacenamiento que todavía necesitan regularse y desarrollarse de acuerdo con el Paquete de Energía Limpia son la figura de la agregación independiente, la compensación entre agentes y el diseño del beneficio total para el consumidor y la sociedad.
Desde Entra se valora muy positivamente la transcendencia que su visión, propuesta y trabajo está teniendo en España, que se ve no solo trasladada en los requerimientos mínimos de participación en los mercados y en las medidas concretas del PNIEC, sino también en la elección del título de la Jornada Marco de Genera “Transformación Energética y Recursos Distribuidos” organizada por IDAE y apoyada por la Secretaría de Estado de Energía Sara Aegesen durante su inauguración.
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Entra apoya a “Smart Grid Flexibility 2019” que se celebra del 1-3 Octubre de 2019 en Londres, UK.
El evento reunirá a los especialistas líderes en transición energética para obtener las últimas soluciones a los problemas estratégicos, comerciales y técnicos que rodean el desarrollo de un sistema energético más flexible. El programa de conferencia incluye un panel de innovación tecnológica, una serie de mesas redondas, un laboratorio de demostración en vivo de las últimas herramientas de proveedores, un área de exhibición que muestra tecnologías de flexibilidad de vanguardia y una recepción por la noche abierto a todos los participantes con el objetivo de fomentar el networking.
Durante el evento ponentes líderes de la materia expondrán más de 14 casos de estudios:
Si estás interesado en asistir, puedes ahorrar un 10% con el código de promoción SGF-19-MEDIA-ENTC
Para más información y registro, por favor visita: https://www.smartgrid-forums.com/SGF19ENTRAW
Desde abril de 2019 Agrienergía pasa a ser un miembro más de la asociación entra. Como comentan desde el Grupo Agri-Energia, “tenemos muy claro que la Transición Energética es necesaria e imparable, y nos sentimos comprometidos con este cambio”.
“Por este motivo nos hemos unido a la asociación “ENTRA Agregación y Flexibilidad”, constituida hace un año, para anticipar la transición y colaborar con la implantación más justa y eficiente del modelo de flexibilización y gestión de la demanda de energía eléctrica que viene de Europa”.
“ENTRA será un eje más de nuestro trabajo, enfocado en hacer realidad un modelo energético más eficiente, solidario y sostenible para todos”.
Desde entra damos la bienvenida a Agrienergía, y aprovechamos para compartir su visión sobre la agregación y la gestión de la demanda:
Agregación y gestión de la demanda de electricidad: el siguiente reto de la Transición
La Transición Energética nos lleva hacia un sistema en el que la electricidad que consumamos no vendrá solo de los saltos de agua, las placas solares, los parques eólicos, la biomasa o las centrales térmicas menos contaminantes. La energía llegará a nuestras casas también desde sistemas de almacenamiento como baterías, que guardarán los excedentes del autoconsumo, vehículos eléctricos, que se descargarán para inyectar energía a la red, o directamente de otros consumidores, que dejaran de gastar electricidad en momentos de mucha demanda, para que haya energía disponible en el sistema para otros.
Tradicionalmente, la producción de energía se ha ido ajustando a la demanda de electricidad: Si se preveía mayor demanda se proyectaban nuevas centrales.
En el día a día, REE (Red Eléctrica de España) ajusta la producción de las centrales eléctricas a la demanda de energía, en cada instante de cada hora, de cada día del año.
Hasta ahora esta es la manera de garantizar que cada vez que encendamos un interruptor tengamos luz en nuestras casas y todo funcione correctamente.
Pero con las fuentes de energía renovables que se instalarán masivamente para reducir las emisiones de gases contaminantes (fotovoltaica y eólica) esto no es posible: Son fuentes de energía “no gestionables”, por su propia naturaleza es imposible gestionar o controlar ni la cantidad de electricidad que producen ni cuándo la producen (cuándo sopla el viento o luce el sol).
Por tanto, si queremos un sistema de energía limpia, sostenible, pero también fiable y seguro, tenemos que cambiar el enfoque: como la producción de energía no va a poder adaptarse a la demanda con tanta facilidad, la solución será que la demanda se adapte a la producción.
El cambio de mentalidad es muy importante, porque adaptar la demanda a la electricidad disponible en cada momento (“flexibilizar la demanda”) implica variar nuestros hábitos de consumo, ser capaces de dejar de consumir en un momento de congestión en el sistema, implica trabajar para hacer cada vez más eficaz y más asequible el almacenamiento de electricidad… En definitiva, los consumidores ayudarán en la estabilidad del sistema, participando y utilizando nuevos servicios (llamados “de flexibilidad”), por los que el sistema les pagará, y que alguien deberá gestionar, un nuevo actor que desde Europa han denominado el “Agregador Independiente de Demanda”.
Este “Agregador” es una figura que ya empieza a funcionar a nivel local en algunos países, y que la Unión Europea ha incorporado en la regulación que deberá trasponerse a la normativa de cada estado miembro.
En nuestro país está prácticamente todo por hacer.
La teoría está clara, pero hay que resolver los detalles técnicos y normativos del “Agregador” y de su relación con los consumidores, a los que comprará “flexibilidad”, “agregando demanda” (electricidad que se venda desde baterías o que se deje de consumir en un momento de congestión en la red), y también la relación del “Agregador” con el mercado y las empresas eléctricas, que comprarán la electricidad que necesitan, y que las centrales renovables no puedan producir en ese momento.
El pasado 5 de junio de 2019 el Parlamento y Consejo Europeo aprobaron tanto el Reglamento 2019/943 – relativo al mercado interior de la electricidad, como la Directiva 2019/944 – sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se modifica la Directiva 2012/27/UE.
En general, ambas legislaciones son muy bien recibidas por el sector eléctrico europeo y por supuesto por entra ya que entre otras, pueden promover el desarrollo de nuevas oportunidades y soluciones donde el consumidor tenga un papel central. Entre la serie de medidas y artículos que aplican, destacamos los siguientes términos como elementos claves para aumentar la participación de la demanda en el sistema:
PARTICIPACIÓN Y EMPODERAMIENTO DEL CONSUMIDOR
Además de estos términos, se ha definido dos capítulos (II y III) donde se pone el foco en el futuro desarrollo de la participación y empoderamiento del consumidor:
-Capítulo II:de la Directiva se definen las normas generales de organización del sector eléctrico donde destaca la primera medida:
“Los Estados miembros garantizarán que su normativa nacional no obstaculice indebidamente el comercio transfronterizo de electricidad, la participación de los consumidores, incluido mediante la respuesta de demanda, las inversiones en la generación particularmente variable y flexible de energía, el almacenamiento de energía, o el despliegue de la electromovilidado nuevas interconectores entre los Estados miembros, y que los precios de la electricidad reflejen la oferta y la demanda reales.”
-Capítulo III:dedicado completamente al Empoderamiento y Protección del Consumidor en el que se definen, entre otros, que el cliente final será libre para escoger a quien compra o vende su energía o servicios de electricidad incluida la agregacióny que dichos contratos de agregación se podrán llevar a cabo sin el consentimiento de las empresas eléctricas de ese cliente.
En el artículo 15, se definen las garantías y derechos que deberán tener los clientes activos tales como el derecho a operar de forma directa o mediante agregación, el derecho a vender la electricidad autogeneradao participar en programas de flexibilidad, entre otros. Dentro del mismo Capítulo, en el artículo 17, se describen también las medidas a aplicar en cuanto a la respuesta de demanda mediante agregación.
ENTRADA EN VIGOR
La entrada en vigor del Reglamento (UE) 2019/943, se ha fijado el 1 de enero de 2020 (a excepción de algunos artículos). En el caso de la Directiva (UE) 2019/944, la mayoría de los artículos serán aplicables a partir del próximo 1 de enero de 2021 por lo que se fija su transposición por parte de los Estados miembros a mas tardar el 31 de diciembre de 2020 (a excepción de las disposiciones legales con aplicabilidad anterior).
CONCLUSIONES
Se trata de un gran avance a nivel europeo que abre el camino hacia el desarrollo del nuevo marco legal del sector energético en cuestiones de mercado y que sin duda promoverá nuevos oportunidades de negocio. Desde entra se analizarán detalladamente todas las disposiciones de ambas normativas con tal de dar respuesta a los interesados del sector y realizaremos un seguimiento de cómo se están llevando a cabo las transposiciones dentro del marco jurídico español para su aplicación en el mercado eléctrico español.
La asociación entra agradece el esfuerzo que van a llevar a cabo el operador del mercado OMIE e IDAE para ensayar nuevos mercados de energía. Este tipo de proyectos pueden impulsar los nuevos modelos de negocio como la agregación de recursos energéticos distribuidos y la proliferación de nuevos mercados locales de energía.
La noticia fue anunciada ayer durante el evento Foro de Energía Limpia que olivoENERGY organizó y en la que entra participó como uno de los socios. Pedro Baisagoti, director de mercados de OMIE, adelantó durante su presentación en el foro algunas características que el proyecto tendrá:
• La iniciativa pretende, a partir de prototipos reales, identificar los retos y oportunidades para el consumidor proactivo en los mercados eléctricos locales, así como para la incorporación al sistema de nuevas empresas de servicios de agregación de “prosumidores”.
• El objetivo es impulsar proyectos de mercados locales con soluciones que faciliten la gestión de los recursos energéticos distribuidos y aceleren la adopción de la nueva normativa europea en materia de energía y clima
• Se valorarán los prototipos con elementos de generación, distribuida, gestión de la demanda, movilidad eléctrica y optimización de la gestión técnica y económica de las redes de distribución inteligentes.
Sin lugar a dudas, una excelente noticia para el sector eléctrico español y para las empresas de servicios energéticos que ven el mercado español como un nicho de oportunidades.
ENTRA ha sido invitada a participar en la el grupo de trabajo que Red Eléctrica de España ha formado para diseñar la hoja de ruta hacia la implementación de la Directriz de Balance Eléctrico.
ENTRA ha sido invitada a participar en la el grupo de trabajo que Red Eléctrica de España ha formado para diseñar la hoja de ruta hacia la implementación de la Directriz de Balance Eléctrico.
ENTRA Agregación y Flexibilidad se convierte en socio del evento FEL2019 que se celebrará el próximo 26 de febrero en el hotel VP Plaza España Design de Madrid.
El pasado 19 de diciembre, los legisladores de la unión europea han alcanzado un acuerdo en la directiva de electricidad y el reglamento ambas dentro del Marco del mercado eléctrico.
ENTRA Agregación y Flexibilidad celebró ayer 12 de diciembre en Madrid el primer “entra debate”, bajo la temática “Iniciando la flexibilidad en España”.
ENTRA Agregación y Flexibilidad continua creciendo. La asociación da la bienvenida a su nuevo miembro, Peusa, la cabecera de un grupo de empresas eléctricas que tiene por objeto la generación, distribución y comercialización de energía eléctrica. El grupo está firmemente comprometido con la transición energética con el fin de alcanzar un modelo energético más sostenible.
En línea con estas actuaciones, Peusa considera necesario participar en los proyectos de desarrollo de la figura del agregador eléctrico, con el fin de dotar al sistema eléctrico de la flexibilidad necesaria para que la descentralización y democratización de la energía sean una realidad, situando al consumidor como protagonista principal del modelo eléctrico del futuro.
Marcel Dorna, director general de Peusa, asegura que “la función de agregación permitirá la penetración de las energías renovables distribuidas y será una pieza clave para conseguir un sistema eléctrico más eficiente y sostenible.”
Desde ENTRA apoyamos la publicación del Real Decreto 15/2018 en el que se proponen un conjunto de medidas que favorecen la integración de la demanda y la flexibilidad en el sistema.
Entra, la asociación fundada el pasado mes de abril para colaborar en la creación y en el desarrollo de un marco regulatorio que haga posible la gestión eficiente de la flexibilidad y la agregación en España, celebró su primera asamblea a principios de julio en Madrid, donde se presentaron sus dos nuevos miembros Grupo Cuerva y Siemens.
La 1ª asamblea sirvió como reunión de los asociados, seis hasta el momento (Bassols, Estabanell Energía, FactorEnergía, Grupo Cuerva, olivoENERGY y Siemens) con el objetivo de hacer una revisión sobre las acciones realizadas hasta el momento, alinear las estrategias de la asociación en el futuro a medio y largo plazo y recibir los inputs por parte de REE a la consulta sobre los Términos y condiciones de los “Balance Service Providers” y “Balance Responsible Parties” en el sistema eléctrico peninsular español.
Los miembros llegaron a un acuerdo sobre el objetivo de entra a corto plazo que no es otro que apoyar al operador del sistema y la comisión con la finalidad que los servicios de balance se abran de manera competitiva a la demanda como así lo menciona la “electricity Balacing Guideline”. En este sentido, la CNMC ya ha recibido la consulta por parte de REE con los comentarios de los diferentes stakeholders y las modificaciones pertinentes, ahora es la comisión la que debe publicar la versión definitiva.
Aprovechando el periodo de revisión por parte de la comisión, la asociación organizará un Workshop en el mes de octubre a la que se invitará a la CNMC para aportarle directamente los inputs de la asociación, experiencias de agregadores europeos y algunas barreras que se han identificado en la consulta y que preocupan a la asociación, sobre todo, el valor mínimo de oferta en los servicios de ajuste fijado en 10 MW. Esta capacidad es muy alta si se compara con otros países europeos que la fijan en 1MW, y que dificulta al agregador de la demanda y al sector doméstico y PYME su participación en el mercado.
Con el objetivo de continuar fomentando la gestión activa de la demanda en España, sería muy importante que la consulta del documento de Ley de Cambio Climático (publicación prevista para finales de agosto), incluya la gestión activa de los recursos distribuidos, con una visión competitiva y de mercado.
Desde ENTRA Agregación y Flexibilidad hemos enviado nuestros comentarios a la consulta que Red Eléctrica de España publicó el pasado mes de abril sobre los términos y condiciones de los “Balance Service Providers” y los “Balance Responsible Parties”
“ENTRA”, la asociación Española para la Agregación y la Flexibilidad, será oficialmente presentada en Málaga el día 24 de Abril durante la segunda jornada de Agregación y Flexibilidad, por sus primeros miembros Estabanell Energia, Bassols Energia, Factorenergía y olivoENERGY.
La instalación masiva de tecnologías de generación renovables como la eólica o solar, consideradas tecnologías no gestionables debido a su intermitencia, está amenazando la manera de balancear el sistema eléctrico. Un sistema complejo en el que la generación y la demanda tienen que estar en balance en todo momento para poder garantizar la seguridad de suministro.
En este nuevo escenario, la demanda (consumidores) es clave y pueden jugar un papel muy relevante para hacer frente a este nuevo reto, reduciendo la necesidad de servicios de flexibilidad más caros provenientes de generación tradicional y almacenamiento en la red. Además, la participación de la demanda es vital para lograr una transición energética eficiente.
ENTRA agregación y flexibilidad, nace para hacer posible un sistema eléctrico en el que la demanda tenga un papel más activo como está ocurriendo ya en algunos países Europeos donde “el agregador de la demanda” ya existe, una figura que gestiona la demanda de pequeños y medianos consumidores con capacidad de modulación y ofrece servicios de gestión de la demanda al sistema.
El agregador es capaz, por ejemplo, de reducir automáticamente la producción de una fábrica bajando levemente su consumo, sin que afecte su rendimiento diario, detener los termos eléctricos en domicilios particulares durante un corto lapso de tiempo sin que los usuarios pierdan confort, o detener los frigoríficos de un matadero el tiempo suficiente como para generar un ahorro energético sin perjudicar el funcionamiento del negocio. En todos estos casos, los clientes han firmado previamente un contrato y reciben una compensación económica por estas disminuciones puntales e inocuas del flujo eléctrico.
Las directivas del “Clean Energy for All Europeans” están siendo negociadas actualmente, ya con los cambios propuestos por el Parlamento Europeo. Incluso una transposición conservadora a leyes españolas albergará espacio para monetizar la flexibilidad por el lado de la demanda, y por lo tanto es el momento para configurar las comercializadoras que triunfarán en este nuevo escenario
Red Eléctrica de España publicará en breve una guía o documento que indique cómo se implementará la Guideline “Electricity Balancing” que se aprobó en diciembre de 2017. En esta guía la agregación de la demanda, y por tanto la flexibilidad están reconocidas, lo que obliga a España a abrir los mercados de balance a estos servicios.
Tomas Feliu, Presidente de Bassols Energia, considera que la misión de ENTRA es “Influenciar en el desarrollo de la legislación y la descarbonización de los modelos energéticos donde la agregación de los recursos distribuidos y la flexibilidad que aportan este permitida y sea justamente recompensada”. Por su parte, Santiago Martinez, CEO de Estabanell Energia, afirma que ENTRA debe posibilitar que “España disponga de un marco regulatorio que haga posible la gestión eficiente de la flexibilidad y en el que la demanda pueda participar en el mercado energético”. “Siendo una asociación que nace para unir voces y esfuerzos en el área de la agregación y flexibilidad, desde ENTRA trabajaremos para asegurar transparencia, neutralidad e innovación en nuestro trabajo como coalición”, explica Emilio Rousaud, Presidente de Factorenergia.
Por su parte, Alicia Carrasco, CEO de olivoENERGY y directora ejecutiva de ENTRA, define los 4 objetivos principales para su primer año: “La regulación de la agregación de recursos distribuidos y su participación en los mercados; una justa competencia de la flexibilidad y la agregación provista por parte de la demanda; la Integración de la flexibilidad de la demanda libre de barreras y facilitar la convergencia de la movilidad y la energía.
A su vez, ENTRA Agregación y Flexibilidad hace un llamamiento a todos los stakeholders interesados para que se unan a la asociación como miembros, para hacer que la transición energética en España sea un éxito.
