Agregadores de Demanda, la solución a los problemas de Balance?

El sistema eléctrico se enfrenta cada día con un rompecabezas a resolver: balancear de forma instantánea la generación de energía con la demanda de los consumidores. Para ello, Red Eléctrica Española (REE) se dota de mecanismos que permiten actuar lo antes posible frente a variaciones en los pronósticos, ya sea por ejemplo por el fallo de una planta de generación, porque sople más o menos viento de lo previsto o porque el consumo se dispare más de lo esperado por un aumento de las temperaturas. Muchos son los factores que pueden ocasionar una alteración entre el volumen inicialmente previsto y el real.

Esta situación, aún se magnifica más teniendo en cuenta que las renovables van tomando mayor fuerza en el mix de generación y cada vez más se suceden cierres de plantas de generación por quema de gas y carbón. Todo ello, aumenta la necesidad de servicios que permitan equilibrar el sistema de una forma ágil.

La manera más habitual de actuar por parte de REE para evitar estos desequilibrios es incidiendo en la parte de la oferta, a través de los mercados de servicios de ajuste. En dichos mercados, los productores adecuan sus programas para resolver las restricciones técnicas del sistema. Son mercados que son gestionados por REE y donde los productores consiguen una contraprestación por adecuar su curva de producción a las necesidades puntuales del sistema.

Pero, ¿existe la posibilidad de contribuir al equilibrio del sistema por la parte de la demanda? Hay que tener en cuenta que la curva de demanda horaria es bastante inflexible, las comercializadoras deben asegurar el suministro a sus clientes y no tiene margen de actuación. Sin embargo, REE ya dispone de un mecanismo organizado para poder influir instantáneamente en la demanda, el conocido servicio de interrumpibilidad. Este servicio se basa en poder solicitar la reducción de potencia en horas pico a grandes consumidores, en momentos en los que no existe suficiente generación para cubrir la demanda. Obviamente, los grandes consumidores dispuestos a participar en este servicio, reciben una contraprestación por ello, establecida en las subastas que se llevan a cabo anualmente. El procedimiento a seguir queda definido en la Orden IET/2013/2013, que regula el mecanismo competitivo de asignación del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad, que fue modificada posteriormente por la Orden IET/346/2014. Los paquetes de reducción de potencia que se negocian son de 5MW y de 90MW, lo que ocasiona que únicamente puedan participar en este sistema las grandes industrias del país.

Sin embargo, muchos medianos consumidores quedan fuera de este servicio por falta de volumen, aunque serían capaces y estarían dispuestos a gestionar parte de su demanda y ofrecer al sistema nuevas opciones para el balance del sistema. En España, está aumentando el interés por esta opción, lo que conllevaría plantear la necesidad de establecer un nuevo marco regulatorio que permitiese la entrada de nuevos agentes en la gestión activa de la demanda, tal y como ya se ha implantado en Reino Unido y Francia, o como están en proceso en Alemania.

La gestión activa de la demanda eléctrica engloba los mecanismos y medidas enfocadas a aumentar la participación de los consumidores finales en los mercados eléctricos y en la operación del sistema, a través de incentivos económicos. Donde se ha explotado más esta idea es en Reino Unido, con el desarrollo de varias empresas denominadas agregadores de demanda. Estas empresas agregan el consumo de todos sus clientes, de forma que puedan operar delante del gestor de la red (en UK, National Grid) como un único ente, participando así en mercados donde puedan ayudar al equilibrio del sistema gracias a la gestión de su consumo de forma instantánea, y, por ende, recibir una retribución por ello. Los Agregadores de Demanda controlan, por ejemplo, los sistemas de iluminación y clima de sus clientes, reduciendo el consumo si el gestor de la red lo solicita. En este modelo participan algunas plantas de tratamiento de agua, en las cuales se gestiona cuando realizar los bombeos, o algunas industrias y comercios (supermercados, oficinas, centros comerciales) que pueden ajustar durante unos minutos sus sistemas de refrigeración o aires acondicionados. Con este modelo, por tanto, estos consumidores han pasado de ser meros observadores a ser agentes activos en el sistema eléctrico.

Los sistemas de gestión de demanda empezaron en Reino Unido hace una década. Los principales agregadores de demanda ofrecen actualmente a sus clientes la posibilidad de participar en dos mercados:

Frequency Response: Delante de cambios repentinos en la generación o demanda, se producen cambios en la frecuencia nominal del sistema, que garantiza el correcto funcionamiento de la red (por ejemplo, en España la frecuencia nominal es de 50Hz). Los agregadores de demanda participan respondiendo rápidamente, corrigiendo el desequilibrio en cuestión de segundos interrumpiendo el consumo de sus clientes en aires acondicionados, temperatura de refrigeradores, sistemas de bombeo, etc. Se basan en la automatización del sistema, pues la respuesta debe ser inmediata, y suele solucionarse en cuestión de 30 minutos como máximo. Por tanto, esta opción requiere de tecnología de redes inteligentes (Smart Grids) y sistemas de Telemedida, que permitan un control segundo a segundo.
Short Term Operating Reserve (STOR) o el Capacity Market, que empezará a entregar a partir de 2018. El STOR es un mercado de ajuste, donde participa tanto la generación como la demanda. La participación en el STOR se realiza a través de tenders, por lo que el precio es variable. Actualmente el precio se encuentra en los 20.000-30.000₤/MW.

Se espera que la entrada de los agregadores de demanda como nuevos actores en el mercado acabe impactando sobre el mercado a medio o largo plazo. Para el gestor de la red, el aumento de este mecanismo supone a largo plazo un posible aplanamiento de la curva de demanda del sistema, lo que mejora la eficiencia y gestionabilidad de la red, así como reduce la volatilidad de los precios. National Grid está promoviendo el aumento de este tipo de agentes, lanzando una campaña promocional recientemente. Actualmente, los agregadores de demanda suponen con su volumen total un 4% de la capacidad en STOR, pero buscan alcanzar un 30-50%.

Los que salen más perjudicados ante este modelo son los grandes productores, que se ven obligados a reestructurar sus mecanismos de pricing, obteniendo menos ganancias en los mercados de ajuste. En Reino Unido, empresas como Centrica, SSE o EDF Energy ya han mostrado su preocupación ante esta situación, y empiezan a sufrir sus consecuencias. La reducción en los ingresos a los productores puede acabar ocasionando que muchos de ellos se replanteen el mantenimiento de ciertas plantas de generación antiguas y caras, así como se reduce el interés en la construcción de nuevos ciclos combinados.

Este modelo conlleva una evolución de un sistema energético controlado por la generación a un sistema controlado por la demanda, lo que no deja indiferente a ningún agente. En España, además de encontrarnos en un marco regulatorio en el cual la figura del agregador de demanda no está todavía concebida, la principal barrera de entrada es la tecnológica, pues el modelo requiere de un desarrollo importante en infraestructura de smarts grids. No obstante, actualmente estamos en fase de desarrollo de alguna de estas tecnologías, el próximo hito será la completa implantación del sistema de Telemedida para 2018. En los próximos años, opciones como la gestión de la demanda a través de agregadores puede llegar a ser factible en España, abriendo un nuevo campo a explorar para muchos consumidores, una nueva vía para la mejora de nuestros costes energéticos.

Susana Gómez | Energy Consultant