Fuente: El Economista
Los continuos retrasos que están dilatando la implementación del agregador independiente en el sistema eléctrico español, parece que tienen los días contados. Hasta principios de verano, todo el proceso relacionado con la agregación seguía siendo extremadamente lento, pero desde el verano hasta ahora ha habido una aceleración al abrirse a consulta pública diferentes propuestas para lograr el desarrollo normativo de la figura del agregador independiente. Este nuevo agente hará posible la gestión eficiente de la flexibilidad y que la demanda pueda participar en el mercado energético en un entorno creciente de integración de renovables.
Por un lado está el proyecto de Real Decreto de Suministro y Contratación de energía eléctrica del Ministerio de Transición Ecológica (MITECO), que recoge el marco normativo del agregador independiente y que servirá para completar la transposición de la Directiva 2019/944 del Parlamento Europeo y del Consejo donde esta figura ya fue introducida, de la misma manera que también fue reconocida en la Ley 24/2013 del Sector Eléctrico español.
Por otro lado, están las propuestas de modificación de las Circulares de la CNMC sobre los peajes de transporte y distribución de electricidad y sobre la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica para el periodo regulatorio 2026-2031, así como la que regula el funcionamiento del mercado mayorista de electricidad, en las que se tiene muy en cuenta todo lo relacionado con flexibilidad de la demanda, agregación de la demanda, agregador independiente y mercados locales de flexibilidad. La fecha prevista de adopción de todas ellas es octubre de 2025, junto al comienzo del nuevo periodo retributivo en 2026.
Además, hace tan solo unos días, se publicaba en el Boletín Oficial de Estado (BOE) la Circular 1/2024, que regula el proceso de acceso y conexión de las instalaciones de demanda a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica, cuya entrada en vigor permitirá, entre otras cuestiones, que algunas instalaciones de demanda puedan acogerse a un acceso flexible, lo que traerá mayor flexibilidad en el suministro y optimización del uso de las redes existentes.
“Esta última norma resulta muy interesante si tenemos en cuenta que en España no hay puntos y capacidad de conexión suficientes para toda la demanda que se quiere incorporar, ya sea para centros de datos, para la electrificación de procesos industriales o para la nueva industria que podríamos estar atrayendo gracias a tener sol y renovables. Ello evidencia la importancia de la flexibilidad de la demanda, no tanto en cómo participar en el mercado, sino en cuanto a cómo se puede optimizar la capacidad existente de la red y la capacidad a planificar hacia el futuro”.
La nueva Circular de acceso de la demanda, “además de aplicarse a nuevas figuras como las instalaciones de almacenamiento y las redes de distribución cerradas, promoviendo su integración en el sistema eléctrico, también facilita el desarrollo del autoconsumo y la recarga de vehículos eléctricos“.
“Lo que se está definiendo ahora a nivel europe, es el Código de Red de Respuesta a la Demanda (Network Code on Demand Response, sus siglas en inglés), un documento que la Red Europea de Operadores de Redes de Transporte de Electricidad (ENTSO-E) y la Entidad Europea de Operadores de Redes de Distribución (EU DSO Entity) presentaron conjuntamente a la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER) en mayo pasado, y que será clave para garantizar la integración de los recursos de flexibilidad del lado de la demanda en el sistema energético“. ACER ha sacado a consulta pública el documento (que finaliza el 31 de octubre), cuyo texto revisado presentará a la Comisión Europea en marzo de 2025.
Capacidad y flexibilidad
También se apuesta por la creación de los mercados locales de flexibilidad, que son aquellos que proporcionan una solución a los problemas de congestión en las redes de distribución, a la vez que suponen un incentivo a los usuarios dentro de estas mismas redes para optimizar sus inversiones en la gestión de dispositivos de generación y consumo eléctrico. Este tipo de mercados ya son una realidad en algunos países de la UE. Por su parte, OMIE está trabajando en diversos proyectos para poder ponerlos en marcha en nuestro país. A este respecto, ha desarrollado dos plataformas demostradoras (de largo plazo y de corto plazo) que cumplen con las condiciones de funcionamiento para poder probar distintos casos de uso en base a las necesidades de los diferentes proyectos.
Asimismo, se aboga por la creación de un mercado de capacidad a través de un mecanismo competitivo de subastas, que permitirá garantizar la estabilidad del sistema eléctrico nacional. España ya elevó a finales del año pasado a Bruselas un plan detallado que argumentaba la adopción de este mecanismo. La respuesta de la Comisión Europea llegó en marzo pasado, con la imposición de una serie de obligaciones en materia energética. Si España cumple dichas exigencias, la aprobación del mecanismo europeo podría llegar antes de que finalice el año, permitiendo su implementación a nivel nacional a principios de 2025 y la realización de la primera subasta de capacidad en la primera mitad del año entrante.
“Todo esto no es más que la punta del iceberg”. “El momento regulatorio es, sino difícil, al menos complejo, pero saldrá adelante”. “Lo que estamos viendo es que hay tecnología disponible, hay consumidores que son flexibles y que gracias a la conexión flexible tendrán más interés en conocer su flexibilidad, porque se van beneficiar no solo de un ahorro en el coste, sino también de poder aumentar su capacidad“.
En el futuro, “el coste eléctrico no va a ser solo la compra de energía, sino las redes y el pago por los servicios de balance, entre ellos las restricciones técnicas, que cada vez estamos viendo que son más caros. De manera que si tú, como consumidor, puedes evitar consumir no solo cuando la electricidad es cara, sino cuando los servicios de balance son más caros, o cuando el peaje es más caro, al final todo esto va a tener un beneficio no solo para ti, sino también para el sistema eléctrico”.
También se fomenta que todos los recursos relacionados con el almacenamiento de energía detrás del contador puedan participar de forma competitiva y sin limitaciones en todos los mercados y servicios de balance existentes y futuros -entre ellos el servicio de primaria como ocurre ya en otros países-, a la vez que piden que los consumidores que tengan menos de 1 MW de potencia conectado a uno de sus CUPS (puntos de suministro eléctrico) puedan participar, de forma agregada, en el Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD), donde aun no puede participar el agregador independiente al no estar definida la parte regulatoria.
