Fuente: Invertia
El apagón total ocurrido el pasado 28 de abril en la península ibérica no sólo impulsará varias investigaciones por distintos organismos nacionales y europeos para conocer las causas, sino que también tendrá consecuencias en el próximo periodo regulatorio que se inicia en 2026.
Así lo ha confirmado la presidenta de la CNMC (Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia), Cani Fernández, en su comparecencia en el Congreso de los Diputados del pasado martes. “El próximo periodo regulatorio en el que ya estamos trabajando va a incorporar más mecanismos de flexibilidad”.
“Hay un convencimiento a nivel europeo de que en las puntas de demanda o en aquellos momentos en los que tendríamos que invertir más en redes, hay que ver qué mecanismos pueden resolver estas cuestiones técnicas”.
Los mecanismos de flexibilidad en el sistema eléctrico se refieren a la capacidad de ajustar tanto la generación como el consumo de energía para responder a las fluctuaciones en la demanda y la oferta. Pero también se utilizan para optimizar la red eléctrica y así “tendremos que invertir menos y será todo más eficiente”. Al final, eso redundará en “peajes más económicos y, por tanto, no subirá la factura de la luz“.
Nuevos mecanismos
Centrales hidroeléctricas o ciclos combinados son las tecnologías que más se utilizan como mecanismos de flexibilidad. Se pueden activar rápidamente y de manera sencilla. Solo con una orden de REE entran en operación para equilibrar el sistema.
Sin embargo, el operador también dispone de otras herramientas como son los sistemas de almacenamiento (baterías y bombeo), o generación distribuida y cogeneración, que al estar ubicadas cerca de la demanda, pueden ayudar a reducir las pérdidas de transmisión y a adaptar la generación a las necesidades locales.
Y en el futuro, cuando se desarrollen más los proyectos de hidrógeno, serán otro servicio más para añadir a esa flexibilidad de la generación.
Así como las bombas de calor, las ‘cargas interrumpibles‘, pensadas en consumidores que pueden reducir su consumo en momentos de alta demanda, a cambio de incentivos, o ‘cargas inteligentes‘, que pueden comunicarse con la red y ajustar su consumo en función de la demanda y la disponibilidad de energía renovable.
Cambio en la demanda
Por el lado de la demanda, también hay recursos como el ‘servicio de respuesta activa de la demanda’ (SRAD), que a través de incentivos económicos u horarios variables de precios se busca desplazar el consumo industrial a momentos de menor demanda.
El autoconsumo y los vehículos eléctricos con carga y descarga serán otros de los instrumentos que podrán servir para gestionar y equilibrar la demanda.
Y todo ello con la esperada incorporación de la inteligencia artificial para poder gestionar de manera más eficiente y óptima todos estos instrumentos.
“El procedimiento de operación del servicio de no frecuencia en control de tensión, que permite a REE llamar a los operadores para que ellos ayuden en el procedimiento de control, está vigente y es obligatorio para todos los que son síncronos y para todas las renovables según el RD 413/2014 y la Ley del Sector Eléctrico”, puntualizaba la responsable de la CNMC.
“En 2020, REE nos pide establecer un régimen que acompañe a esa obligación técnica, otra de naturaleza económica. Hasta la fecha estos servicios eran obligatorios y no se remuneraban, y para ello, creamos un sandbox regulatorio, para ver si las renovables estarían dispuestas a prestar ese servicio y la remuneración correspondiente”, concluyó.