Los mercados de flexibilidad local para la electricidad , que aún se encuentran en la etapa de desarrollo, permitirán que los recursos energéticos distribuidos (DER a corto plazo, por ejemplo, operadores de almacenamiento, actores de respuesta a la demanda , vehículos eléctricos , usuarios finales , plantas de energía (renovables)) proporcionen su flexibilidad en la demanda de electricidad o la producción/alimentación para el operador del sistema u otra contraparte a nivel local. Como existen diferentes propósitos para el uso de esta flexibilidad (orientada al mercado, orientada al sistema, orientada a la red, véase el "triángulo de flexibilidad" [1] ), existe una variedad de diferentes diseños de mercado [2] , que comprenden diferentes actores y modelos a seguir. Varios modelos de mercado local apuntan a abordar de manera eficiente el problema generalizado de la congestión y la equidad de la red [3] .
La expansión ya rápida de las energías renovables se aceleró en los últimos años. Esto es particularmente cierto en Alemania, y aún más en sus regiones del norte. [4] Casi 50 GW [5] de capacidad eólica instalada generaron más de un tercio de la demanda eléctrica de Alemania en 2017. [6] Como ejemplo, el Estado federado de Schleswig-Holstein pudo cubrir el 95% [7] de su demanda eléctrica con energía eólica ( en tierra ).
Para transportar estas grandes cantidades de energía hasta el consumidor a través de la red eléctrica, se requieren capacidades de red desarrolladas en consecuencia. Pero mientras que la expansión de la energía eólica se produjo muy rápidamente, principalmente debido a los incentivos de la EEG, la expansión de la red se produjo mucho más lentamente, ya que la regulación detrás de la expansión de la red requiere amplios esfuerzos burocráticos. Este hecho causa un problema sofisticado: en épocas de fuerte generación de energía eólica, la cantidad de electricidad es demasiado alta para ser alimentada y distribuida adecuadamente a través de la red. Las capacidades limitadas de la red simplemente no están diseñadas para transportar cantidades tan altas de energía a la vez, el resultado son congestiones: [8]
En la actualidad, los operadores de sistemas sólo cuentan con una herramienta posible para hacer frente a este problema y garantizar la estabilidad de la red: en épocas de fuertes vientos, se apagan ciertas turbinas eólicas. Esto se denomina gestión de la alimentación [9] . Pero detener las turbinas eólicas cuando su producción de energía está en su nivel más alto tiene un coste muy elevado, tanto desde el punto de vista ecológico como económico:
Desde el punto de vista ecológico, porque por cada kWh de energía eólica que se reduce, se debe activar otra central eléctrica para compensar los volúmenes que faltan, ya que ya se han comercializado en el mercado. Como la central eléctrica complementaria debe ponerse en marcha con bastante rapidez y precisión, la primera y única opción son las turbinas de gas de ciclo combinado (CCGT) . Esta práctica de equilibrar la generación de energía activando ciertas centrales eléctricas por un lado y apagando ciertas capacidades de generación por el otro se llama redespacho del sistema .
La gestión de la alimentación a la red eléctrica tiene unos costes económicos muy elevados por dos motivos: en primer lugar, el sistema de ciclo combinado redistribuido debe ser remunerado. En segundo lugar, el operador o propietario de la turbina eólica también debe ser remunerado (según la ley EEG ) por cada kWh que de otro modo habría producido. Estos costes no los paga directamente el operador del sistema. El operador del sistema tiene derecho a trasladar los costes al consumidor final, [10] lo que significa que, al final, la sociedad paga. Los costes anuales de la gestión de la alimentación a la red en Alemania fueron de 373 millones de euros en 2016 [11] , 550 millones de euros en 2017 [12] [13] y es probable que aumenten hasta 5.000 millones de euros hasta 2025.
En los últimos años, se han desarrollado diversos conceptos sobre los roles y los actores en los mercados locales. Este artículo destaca el siguiente concepto, que se refiere a un mercado de flexibilidad utilizado por los Operadores de Sistemas de Transmisión y Distribución ( TSO y DSO ) principalmente con el propósito de aliviar las congestiones de la red de una manera basada en el mercado. Fue desarrollado dentro del proyecto Smartnet de la UE H2020. [14] Es operado por un tercero independiente y neutral.
En los últimos años se han planteado diferentes enfoques para el diseño de los mercados locales. Su objetivo principal (comerciar energía a nivel local) es siempre común, pero existen muchos objetivos secundarios y formas de cumplir esas funciones. La siguiente tabla clasifica estos diferentes enfoques según criterios distintivos.
El beneficio de un Mercado de Flexibilidad Local desde el punto de vista de los operadores de sistemas es principalmente financiero. Como se ha indicado anteriormente, el operador del sistema no asume los costes de gestión de la alimentación, ya que los traslada a los consumidores. Esta situación está garantizada por la legislación alemana vigente. [17] Sin embargo, en los próximos cinco años, la legislación europea va a cambiar esta situación con la aprobación del denominado Paquete de " Energía limpia para todos los europeos ", un proyecto de ley central (véase "Marco regulatorio"). En el nuevo marco regulatorio modificado, los operadores de sistemas tendrán incentivos para utilizar la flexibilidad [18] y evitarán medidas como la gestión de la alimentación. Por lo tanto, utilizar un Mercado de Flexibilidad Local para resolver las congestiones será una ventaja financiera para un operador de sistema.
En los mercados eléctricos europeos actuales, los proveedores de flexibilidad tienen opciones muy limitadas para comercializar flexibilidad. Además, estas opciones (por ejemplo, el mercado de equilibrio alemán "Regelenergiemarkt") solo recompensan la adopción del consumo/generación a tiempo (por ejemplo, la puesta en marcha de una planta de energía durante las horas de máxima demanda), independientemente de la ubicación geográfica del proveedor. Por lo tanto, no existe ninguna posibilidad de que los proveedores de flexibilidad se beneficien económicamente de su ubicación, aunque la ubicación a menudo podría ser muy ventajosa en lo que respecta a las congestiones locales (por ejemplo: si una gran fábrica con demanda de energía flexible está ubicada cerca de un parque eólico , potencialmente tiene un impacto positivo en la situación de la red). Al permitir que los proveedores de flexibilidad comercien flexibilidad localmente, los Mercados de Flexibilidad Locales les permiten participar en el alivio de las congestiones de la red y evitar costosas medidas de extensión de la red. Por adaptar su demanda o producción, el operador del sistema puede remunerarlos de dos maneras: primero, con un excedente para vender o un descuento [19] al comprar más energía, segundo obteniendo un precio más alto por su electricidad en comparación con el precio del mercado spot.
Como se ha indicado anteriormente, es probable que los costes sociales anuales de las medidas de gestión de la alimentación aumenten hasta 5.000 millones de euros hasta 2025. Estos costes podrían mitigarse en parte mediante los mercados locales. Pero los mercados locales también aportan otra ventaja: al permitir el uso de la flexibilidad, reducen o al menos retrasan la aparición de costes adicionales relacionados con la ampliación de la red. La ampliación de la red asciende a 50.000 millones de euros hasta 2030 [20] solo en el nivel de transmisión (Alemania). Al mitigar las medidas de ampliación de la red necesarias, los mercados locales pueden contribuir en gran medida a reducir los costes sociales de la transición energética alemana .
Además, los mercados locales permiten precios más precisos de la electricidad: dentro de las estructuras de mercado actuales, los precios de la electricidad en un país (zona) en un momento dado son iguales. La ubicación geográfica de un cliente no afecta en absoluto al precio que paga por su electricidad y no son posibles diferencias significativas de precios entre zonas de precios. Este hecho ignora por completo la realidad: debido a la extensión de la red local y al transporte de electricidad, existen graves diferencias de precios dentro de un país (por ejemplo, la electricidad en el norte de Alemania es mucho más barata (teóricamente) que en el sur de Alemania porque no tiene que transportarse tan lejos). Estas diferencias de precios no están representadas por los mercados actuales. Los mercados locales pueden determinar y ajustar los precios de acuerdo con los costos reales que ocurren en cada nodo o ubicación en la red a través de procedimientos transparentes basados en el mercado. Esto lleva a precios que son más precisos que los actuales. Los precios más precisos maximizan el bienestar social y, por lo tanto, muestran un beneficio macroeconómico. [21]
En Europa y en otros países, nos enfrentamos a una variedad de circunstancias regionales diferentes en lo que respecta a factores como las capacidades instaladas de energía renovable, la densidad de carga y el potencial de flexibilidad, que afectan fuertemente la idoneidad de los mercados locales. Diferentes circunstancias regionales requieren diferentes diseños de mercado local [22] , por lo que no es posible un enfoque unificado de "talla única". Esto crea la necesidad de desarrollar y operar varios diseños de mercado, lo que resulta en costos más altos para el público en general.
La ventaja de la idea de "ventajas macroeconómicas" es un tema de discusión: desde el punto de vista político, tiene sentido unificar el precio de la electricidad en un país para evitar la discriminación económica de ciertas regiones. Sin embargo, los mercados locales harían exactamente eso: al fijar el precio de la electricidad según las condiciones locales, la energía costaría más en algunas regiones que en otras. La fijación de precios regionales de la energía se refiere al llamado " modelo de fijación de precios nodales " o "mercados nodales" (actualmente una realidad en los EE. UU.) y es un paso hacia atrás respecto del actual modelo de fijación de precios zonales. Esto puede verse como una desventaja de los mercados locales. Hoy en día, se pueden observar avances en la dirección de un mercado nodal en la UE (véase Polonia [23] ).
Sin embargo, se puede argumentar que los Mercados Locales son una forma de evitar la conversión en nodos, ya que combinan las ventajas de ambos enfoques: cuando se utilizan solo con el propósito de aliviar las congestiones, los volúmenes que se comercializan en los Mercados Locales son relativamente pequeños (en comparación con el consumo nacional), por lo que no se producirá un efecto para los clientes finales. Aun así, las diferencias de precios regionales se tienen en cuenta y pueden afectar a decisiones económicamente más viables: [24] por ejemplo, un proveedor de almacenamiento puede colocar su sistema en la mejor ubicación posible para proporcionar flexibilidad, siempre que pueda acceder a la información necesaria.
En la actualidad, la regulación de los Mercados Locales de Electricidad, o de los mercados de electricidad en general, está dividida en una variedad de leyes diferentes, en lugar de estar centralizada. Por lo tanto, para analizar el marco regulatorio, se deben tener en cuenta diferentes leyes. El papel clave en la mayoría de los conceptos de Mercados Locales de Flexibilidad lo desempeña el operador del sistema. [25] Por lo tanto, la siguiente perspectiva del marco regulatorio se refiere en gran medida al punto de vista del operador del sistema, ya que todas las regulaciones importantes derivan de reglas para los operadores del sistema. El operador del sistema de una red eléctrica siempre es un monopolista, ya que solo hay una red eléctrica en cada área. Por lo tanto, para garantizar actividades comerciales adecuadas, los operadores del sistema se encuentran entre las empresas más estrictamente reguladas en todo el mundo. [26] Esto también significa que las nuevas actividades comerciales (como el comercio en los Mercados Locales sería una de ellas), siguen sujetas a cambios legislativos. Como los cambios en la regulación siempre toman su tiempo, los operadores del sistema no están incentivados actualmente a utilizar los Mercados Locales de Flexibilidad como una medida para la gestión de la congestión. Por lo tanto, la regulación actual obstaculiza el uso de la flexibilidad, como se indica en el gráfico siguiente:
El Clean Energy Package 4 (CEP 4) , que entrará en vigor en 2020 [27], es el acto legislativo más importante en lo que respecta al papel futuro de los operadores de sistemas y de todo el mercado energético, ya que incluye casi todas las regulaciones relativas al sector energético de la UE. Entre muchos otros objetivos, el CEP avanza sin duda en la dirección del uso de la flexibilidad [28] en lugar de las medidas de restricción tradicionales. Debido a su naturaleza de alto nivel, solo señala y administra la dirección general de este desarrollo, en lugar de formular regulaciones detalladas específicas. Las modificaciones de la ley específicas se someten posteriormente a la administración federal. El CEP 4 refleja muy bien los desarrollos actuales en el negocio de los operadores de sistemas y los fomenta aún más, especialmente en lo que respecta al uso de tecnología inteligente, digitalización, redes activas y flexibilidad.
Los principales impactos del CEP 4 en el operador del sistema y el mercado son:
A nivel nacional, los operadores de sistemas en Alemania se enfrentan a una variedad de leyes diferentes que regulan sus actividades comerciales. A continuación, se enumeran las más importantes, incluidos los puntos clave de cada una:
Proyectos financiados por la iniciativa Horizonte 2020:
La iniciativa de financiación pública alemana más importante en el ámbito de las nuevas soluciones en el sector energético es el programa SINTEG. En el marco de este programa, se financian cinco proyectos diferentes en cinco regiones alemanas:
El concepto de mercados de flexibilidad local se ha probado en Suecia como proyectos piloto en Coordinet, así como en el proyecto sthlmflex. [32] Donde sthlmflex fue especial con la configuración sueca de dos capas de DSO, el proyecto incluyó la coordinación TSO-DSO-DSO. [33]