REE crea un grupo de trabajo para implantar la figura del agregador

La figura del agregador independiente como proveedor de servicios de balance, podría ser realidad en España en el primer cuatrimestre de 2022.

A lo largo de esos meses, el agregador de demanda, cuya finalidad es gestionar la demanda de varios consumidores o generadores de electricidad para su venta o compra en los distintos mercados de electricidad, podría empezar a hacer las pruebas de habilitación y a participar en aquellos mercados en los que realmente pueda prestar servicio.

El Real Decreto-ley 23/2020, aprobado el 23 de junio de este año -que modifica la Ley del Sector Eléctrico y transpone parcialmente la Directiva 2019/944 sobre el Mercado Interior de Electricidad-, ya introduce esta figura. Su aparición en escena abrirá nuevas oportunidades de negocio y generará más competencia, creando un mercado más eficiente y dinámico en su conjunto, en el que el consumidor pasa a ser un elemento activo más en el mercado, obteniendo un beneficio económico a cambio de modificar sus programas de tomas de energía y contribuyendo, con su respuesta, a mantener la seguridad del suministro y la cobertura del sistema.

Para que esto se haga realidad, queda pendiente todo un desarrollo regulatorio que defina, por un lado, el modelo de relación entre el suministrador de energía y el agregador independiente (AI), que maximice los beneficios de la participación del agregador y minimice los daños provocados a terceros y, por otro lado, la participación de esta figura en los mercados de servicios del sistema. El sector espera que el Ministerio que encabeza Teresa Ribera tenga lista una propuesta de normativa en los seis primeros meses de 2021.

Antes de eso, está pendiente la implementación de la Directriz de Balance para que la agregación de la demanda pueda participar en los servicios de balance de Red Eléctrica (REE) a través de las comercializadoras. En marzo pasado, el operador del sistema sacó a consulta pública la propuesta de modificación de los Procedimientos de Operación (POs) para su adaptación a las condiciones relativas al Balance, y que la CNMC ha anunciado que se iba a aprobar antes de finales de año. “Las comercializadoras llevan tiempo poniéndose en marcha y, en el momento que abran, van a estar ahí con sus consumidores dando este servicio”, explica Alicia Carrasco, directora ejecutiva de la asociación Entra Agregación y Flexibilidad.

Grupo de trabajo

Con el objetivo de avanzar en todo lo relacionado con el agregador independiente en nuestro país, REE ha creado un grupo de trabajo con los participantes en el mercado durante la reunión que mantuvo con ellos el pasado 17 de diciembre, para determinar el modelo de implantación del AI en el sistema eléctrico peninsular español, en base a un calendario establecido. Una primera toma de contacto en la que también se dieron a conocer las experiencias que otros países europeos, como Italia y Francia, han puesto en marcha en torno a esta figura.

El Operador del Sistema, en principio, aboga por un modelo centralizado que permita el desarrollo de la actividad del AI en cumplimiento del requerimiento de la Directiva europea, al margen de que puedan existir acuerdos contractuales entre el comercializador y el agregador independiente.

La forma en que se regule las relaciones de responsabilidad entre agregadores y comercializadoras, puede ser clave a la hora de facilitar el desarrollo de los servicios de agregación. El mecanismo de compensación tendrá en cuenta las experiencias internacionales de otros países. REE aboga por un modelo donde sólo se tenga en cuenta el QH donde se produzca la activación del AI y, por tanto, sea independiente de los posibles efectos rebote en los periodos QH anteriores o posteriores.

Según el RDL, los agregadores no estarán vinculados a la venta de energía eléctrica y, por tanto, no deberían generar nuevos desvíos al comercializador. “Si tú eres cliente de un comercializador y, a determinadas horas, flexibilizas tu demanda, le puedes estar generando desvíos a tu comercializador, de manera que tu vendedor de energía tiene que saber que tú estás ofreciendo flexibilidad al sistema y que, en determinados momentos, puede variar tu curva para que él lo tenga previsto”, afirma Francisco Espinosa, socio director de la Asociación de Consumidores de Electricidad (ACE).

A través de Asoconelec, estructura creada para el tema de agregación de la demanda, ACE trabaja en un proyecto piloto en Villanueva de la Cañada (Madrid) con Ahorramás y el Grupo IFA. De la mano de Minsait, perteneciente al grupo Indra, pretenden conseguir que, forma telemandada, varias instalaciones de supermercados puedan, de una manera sincronizada, bajar una potencia en torno a 1 MW con un preaviso de una media hora, afectando fundamentalmente climatización, alumbrado, hornos y, en algún caso, frío industrial. La idea es tener resultados en el primer trimestre de 2021, para ir sumando potencia y energía a este proyecto.

Redes de distribución

Otra de las cuestiones pendientes de regulación en materia de flexibilidad en España -de conformidad con el artículo 32 de la Directiva sobre el Mercado Interior de Electricidad-, tiene como protagonistas a las redes de distribución.

Se trata de determinar, a través de un análisis de impacto, si es coste eficiente y no crea distorsiones de mercado que el distribuidor compre flexibilidad de los recursos distribuidos -de manera remunerada- si tiene algún problema en la red (congestión, tensión, etc) en lugar de invertir en redes. En ese caso, aquellos distribuidores con más de 100.000 puntos de conexión, tendrían que hacer un plan cada dos años donde expliquen cómo va a ser el desarrollo de su red y donde tengan en cuenta la inversión en flexibilidad.

En línea con esto, el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) junto con OMIE, lanzó el año pasado el proyecto IREMEL (Integración de Recursos Energéticos a través de Mercados Locales de Electricidad), cuyo objetivo es facilitar la incorporación y libre participación en los mercados de instalaciones de producción renovable y de consumo en las redes de distribución (gestión del consumo, instalaciones de producción en edificios, baterías, gestión de la carga del coche eléctrico, etc), promoviendo la adecuada gestión de su energía vertida y consumida, y permitiéndoles beneficiarse de mejores precios de mercado debido a su flexibilidad y gestión.

Según datos aportados por OMIE, inicialmente está previsto llevar a cabo una serie de prototipos abarcando distintas zonas geográficas del ámbito nacional, que cubran un abanico lo más amplio y representativo posible de casuísticas, tanto de estados de la red de distribución como de gestión de recursos energéticos distribuidos en cada caso. Esto ayudará a detectar barreras existentes y analizar posibles cambios regulatorios necesarios para facilitar el desarrollo de estos mercados locales gestionados por el Operador de Mercado.

El proyecto se divide en tres fases. En primer lugar, se ha realizado un análisis de aquellos proyectos internacionales similares y, en consecuencia, se ha redactado una propuesta técnica inicial sobre cómo funcionarían estos mercados locales y servicios de flexibilidad teniendo en cuenta las características de nuestro sistema y mercado eléctrico, con el fin de beneficiarse de estructuras de los mercados diarios e intradiarios ya existentes y minimizar costes para todos los agentes.

En segundo lugar, se están realizando pruebas de simulación junto con el Instituto de Investigaciones Energéticas de Cataluña (IREC), con el fin de simular una red de distribución en baja y media tensión lo más representativa posible, y se han mantenido varias reuniones con las principales asociaciones de distribuidores en España. Estas simulaciones se realizan a tres niveles diferentes: urbano, rural e industrial. El resultado de estas pruebas de simulación permitiría diseñar mejor los casos de estudio más prometedores y eficientes para implementar posteriormente en la última fase.

La tercera fase consiste en la aplicación en campo del concepto en, al menos, cinco zonas diferentes en España, cubriendo diferentes recursos energéticos distribuidos, diferentes áreas y estados de la red (diferentes niveles y fuentes de congestión).

El proyecto se encuentra en una etapa avanzada en la preparación de la financiación de estos proyectos para llevar a cabo estos prototipos.