La integración de las energías renovables en el Mercado

Implicaciones técnico económicas de la generación distribuida

1 INTRODUCCIÓN

Desde comienzos de la década de los 90 el sector eléctrico europeo ha experimentado unos cambios regulatorios muy significativos. Por aquel entonces, las compañías eléctricas realizaban una planificación integral y centralizada de las diferentes partes del negocio. Tras los cambios regulatorios, la estructura del sector ha cambiado drásticamente de modo que las compañías eléctricas se han desintegrado verticalmente mediante la separación de las actividades de generación, transporte, distribución y comercialización. Las actividades de generación y comercialización se enmarcan dentro del ámbito de las actividades de libre mercado mientras que las actividades de transporte y distribución, debido a sus fuertes economías de escala y su carácter de monopolios naturales, han permanecido reguladas.

Lo cual, unido a la creciente preocupación medioambiental se está materializando en directivas europeas (2001/77/CE, 2003/54/CE, 2004/8/CE,…) que están impulsando el crecimiento de las energías renovables u otro tipo de energía de alta eficiencia energética como la cogeneración. Dichas políticas han tenido como objetivo la búsqueda de una mayor eficiencia energética, un mayor grado de autoabastecimiento y una menor dependencia energética exterior (sobre todo de los combustibles fósiles) así como la compatibilidad con criterios medioambientales.

Las tecnologías de carácter renovable y cogeneración, debido a su pequeño tamaño, presentan un carácter distribuido o disperso, por lo que corrientemente se las está denominando Generación Distribuida (GD). La definición del término GD ha sido muy analizada y discutida. Según la directiva 2009/72/CE la GD es aquella que se conecta a la red de distribución. No obstante, en este artículo se entenderá por GD al conjunto de sistemas de generación eléctrica que se encuentran conectados dentro de las redes de distribución y que se caracterizan por su pequeña potencia y por su ubicación en puntos cercanos al consumo.

Este “nuevo” concepto de generación está suponiendo cambios profundos en los mercados eléctricos, las redes y los sistemas eléctricos. Y todo ello ha de ser compatible con un concepto que está vigente desde principios del siglo XX, cuando se desarrollaron los primeros sistemas eléctricos: la seguridad en el suministro.

Como consecuencia de esta situación, las redes eléctricas de distribución han dejado de ser elementos pasivos por las que fluye la energía eléctrica de forma unidireccional, para convertirse en elementos activos con flujos bi-direccionales en los que el control, la seguridad y la flexibilidad se han convertido en factores muy relevantes.En la actualidad se están analizando en detalle los posibles impactos y beneficios que supone para la distribución la presencia de la GD inmersa en sus redes. Para ello se están abordando las diferentes perspectivas a tener en cuenta: la planificación de red [1][13][22], la operación y el mantenimiento [8] [14], los servicios complementarios [8], la calidad y seguridad en el suministro [5] [11] y los aspectos regulatorios [15] [16].

Figura 1. Ayer, hoy y mañana de la GD en el sector eléctrico

Tal y como se observa en la figura 1, hasta ahora la generación distribuida se está conectando y no integrando a las redes de distribución debido al carácter pasivo con el que ésta ha sido diseñada. Por otro lado la GD está desplazando en energía a la generación de régimen ordinario en los mercados eléctricos. Sin embargo, las energías renovables no pueden controlar sus recursos primarios y las energías de tipo cogeneración en general se encuentran condicionadas por sus procesos productivos. Esta situación nos lleva a una sobreinversión en generación pues la GD no desplaza en potencia a la convencional, siendo ésta necesaria para garantizar la producción necesaria en momentos de punta en el sistema. Dicho de otro modo, la garantía de potencia en generación conlleva a una sobreinversión pues la GD no da firmeza en su producción.

Por otro lado, en la actualidad, la GD no está participando adecuadamente en los servicios complementarios por lo que en general la integración de la GD en la red conlleva unos sobrecostes a la red de transporte y distribución (Figura 1).El futuro debe pasar por un sistema eléctrico más eficiente en el que la generación distribuida y la demanda participen activamente en los servicios complementarios y contribuyan de manera efectiva a la seguridad en el suministro. De esta forma se migrará de la pura conexión a la integración en la red, las cuales mediante las tecnologías necesarias podrán tener un dimensionamiento más eficiente y una planificación y operación más flexible y coordinada.

A continuación se van a abordar más en detalle los aspectos de cómo integrar la GD en la seguridad en el suministro, las redes y los servicios complementarios de los sistemas eléctricos. Así mismo se presentarán brevemente las redes activas como alternativa de futuro para la integración de la GD.

2 LA SEGURIDAD EN EL SUMINISTRO

Figura 2. Localización GD vs demanda

Cuando se habla de seguridad en el suministro hay varios conceptos muy importantes a tener en cuenta [6][9]: La seguridad y la fiabilidad: es un concepto de corto plazo. Básicamente consiste en poder disponer de la

generación para cualquier tipo de respuesta necesitada en la red ante cualquier tipo de contingencia y/o imprevisto.

La firmeza: es un tema de corto - medio plazo. La firmeza asegura la producción de energía en los momentos en los cuales es necesario en el sistema eléctrico. Desde el punto de vista regulación frecuencia potencia la firmeza asegura que la generación produce en aquellos momentos en los que la demanda es máxima. Desde el punto de vista de la red de distribución la firmeza es fundamental para evitar sobrecargas en la red ed distribución.

La suficiencia: es un concepto de largo plazo y muy relacionado con la visión estratégica de cada país. La suficiencia es el margen de capacidad instalada de largo plazo que condiciona la inversión en cada país.

Desde el punto de vista del distribuidor, las claves para que la GD colabore en la seguridad en el suministro se enmarcan en la seguridad y la firmeza [3][4].

En la actualidad, el operador del sistema de la red de distribución (OSD) se enfrenta al reto de dimensionar sus redes teniendo en cuenta la generación distribuida inmersa en sus redes, tal y como se afirma en el artículo 25.7 de la directiva europea 2009/72 CE (antes 14.7 de la directiva europea 2003/54 CE): “Al planificar el desarrollo de la red de distribución, el gestor de la misma examinará las medidas de eficiencia energética y gestión de la demanda o de generación distribuida que puedan suplirla necesidad de incrementar o sustituir la capacidad eléctrica.” [20].

No obstante este reto no se encuentra exento de dificultades para el distribuidor. De algún modo, el distribuidor se ve obligado a considerar la generación inmersa en su red como una alternativa a la inversión tradicional en nuevas instalaciones. Sin embargo, se encuentra con dos problemas derivados de esta situación. Por un lado la responsabilidad de la continuidad de suministro reside al 100% en el distribuidor, de tal modo que si la generación inmersa en la red de distribución no produce en horas de elevada demanda, el distribuidor sería el responsable de los posibles cortes de suministro. Por otro lado, la GD no tiene ningún incentivo para garantizar su producción en el sistema en momentos de elevadas demandas.Por este motivo se hace necesaria la presencia de algún mecanismo que garantice la producción de la GD en momentos clave para el sistema y que permita al distribuidor, considerar la GD como una alternativa a la inversión en nuevas instalaciones. En la actualidad, el estado del arte de evaluación de la contribución de la GD al pico de carga de las instalaciones de distribución se centra en análisis probabilísticos en los que se analiza la energía no suministrada esperada [2] [19].

En este tipo de estudios se analizan conjuntamente las curvas monótonas de carga, la probabilidad de fallo de la generación así como su carácter de producción (generación de base, de producción no predecible, generación intermitente, etc…). Con estos análisis se pretende determinar la capacidad efectiva de las instalaciones analizando la demanda neta más probable (demanda total o bruta a la que se ha descontado la producción de GD). De este modo el distribuidor es capaz de tomar unas decisiones de inversión más eficientes.El objetivo de este tipo de métodos es determinar las inversiones a realizar en la red teniendo en cuenta la GD presente en la misma, evaluando la energía no suministrada esperada a través de análisis probabilísticos de la producción de GD vs curvas monótonas de carga.Estos métodos intentan compaginar las necesidades de la red debido a los incrementos vegetativos de la demanda y los perfiles de generación de la GD inmersa en la red junto con la probabilidad de fallo de las instalaciones de la red y los generadores. Sin embargo estos métodos no incentivan la participación activa de la GD en su contribución a los momentos de demanda pico del sistema para evitar la sobrecarga de las instalaciones.

Para conseguir una participación activa de la GD para evitar sobrecargas en la red, existen otros métodos a través de subastas de capacidad [23]. Mediante estos métodos se puede conseguir una mayor eficiencia pues GD y distribuidor se hacen corresponsables de proporcionar potencia firme en la red.

3 LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA Y EL CONTROL TENSIÓN - REACTIVA

Uno de los aspectos fundamentales que deben tenerse en cuenta a la hora de integrar la GD en los sistemas eléctricos son los servicios complementarios (SSCC), entendidos como aquellos servicios prestados por los gestores de red, la generación y la demanda que sirven para garantizar la calidad y seguridad en el suministro. Los SSCC típicos son: la regulación frecuencia – potencia, el control tensión reactiva, la reposición de servicio, etc..En el presente artículo y desde la perspectiva del distribuidor uno de los aspectos fundamentales para integrar la GD es conseguir una participación efectiva de la misma en el control tensión reactiva (Figura 3).

Figura 3. Control tensión - reactiva

Actualmente el SC de control tensión - reactiva se encuentra regulado a través del procedimiento de operación 7.4 [25] y el RD 1955/2000 [24]. Por otro lado los incentivos que tiene la GD para el control tensión - reactiva se encuentran regulados a través del RD 661/2007 [26].En este último se definen unos incentivos para el cumplimiento de unos factores de potencia determinados bajo el único criterio de discriminación temporal. Para los gestores de red estos incentivos son muy mejorables por dos motivos fundamentalmente:

El objetivo fundamental del control tensión – reactiva es definir los mecanismos necesarios que permitan mantener los niveles de tensión en unos márgenes de seguridad adecuados. Sin embargo en el RD661 los incentivos únicamente están basados en el establecimiento de unos factores de potencia sin importar los niveles de tensión existentes en la red.

EL RD661 únicamente realiza una discriminación temporal del cumplimiento sin tener en cuenta el carácter lo cal del control tensión reactiva por lo que dichos incentivos pueden incompatibles en determinadas zonas de la geografía española.

Puesto que la cuantía económica que se está prestando para dicho servicio ronda los 200Meuros en este artículo se propone mantener dicha cuantía pero destinándola a un control de tensión más activo con una participación directa de la GD en él, bajo la supervisión y orden del gestor de red correspondiente. Las medidas prácticas por tanto residirían en el control de tensión y no en el factor de potencia.

4 ASPECTOS REGULATORIOS RELEVANTES

Para que la GD se integre de una manera efectiva en la red, los mercados y los sistemas eléctricos ya hemos podido comprobar que los mecanismos regulatorios son clave.Así los métodos de remuneración para la GD (primas, tarifas, certificados verdes etc..) conllevan impactos muy relevantes en los mercados eléctricos. Los criterios técnicos de conexión, el tratamiento y los incentivos a las pérdidas técnicas, los cargos de conexión y los cargos por uso de la red son muy importantes para una integración efectiva de la GD en la red y para asegurar la rentabilidad de los activos de las compañías de distribución y transporte.Por último, tal y como se abordó en el apartado 3, los mecanismos que incentiven la contribución a la seguridad y calidad en el suministro son determinantes para la integración efectiva de la GD en los sistemas eléctricos.

A continuación (Tabla 1)se muestra un análisis de la situación actual en la Unión Europea donde se han identificado los aspectos más relevantes que están condicionando una adecuada integración de la GD [27].

- Integración vertical, subsidios cruzadosEstructura del sector inadecuada

- Ausencia de ingresos

- Riesgos e incertidumbreFalta de beneficio para el operador de GD

- Limitación de capacidad

- Control de tensión - Equilibro G-DRestricciones de red

- Retrasos

- Complejidad en los procedimientos de autorizaciónBarreras por procedimientos

- Elevada concentración horizontal

- Economías de escala

- Altas cuotas para acceso al mercado

- requerimientos para operar en el mercado

Dificultad para acceso al mercado

- Relativamente altos y veces discriminatorios

- Falta de transparencia

- Pagos en los refuerzos por conexión

Cargos por conexión

- Ausencia de incentivos en marcos regulatorios

- Filosofía de operación: redes pasivas

- Seguridad dependiente del DSO, retraso de inversiones

Falta de incentivos para el TSO y el DSO

Tabla 1.- Análisis actual de la GD en Europa

En el presente artículo se quiere hacer especial énfasis en los cargos por conexión de terceros a las redes de distribución.Actualmente existen tres maneras diferentes en la regulación de dichos cargos: Cargos por conexión profunda: el agente que solicita conexión a la red de distribución es el responsable de los

costes de conexión a la red y los refuerzos que sean necesarios en ésta para que dicho agente pueda conectarse Cargos por conexión directa: el agente que solicita conexión a la red de distribución es el responsable de los costes

de conexión a la red y el gestor de la red de distribución es responsable de los refuerzos a realizar en la red. Cargos mixtos: el gestor de red y el agente que solicita conexión llegan a un acuerdo para repartirse los costes.

En la actualidad, en España, el modelo de conexión está basado en cargos por conexión profunda. Dicho mecanismo ha demostrado ser tosco, pero eficaz, ya que nos lleva en el sentido correcto, al obligar a internalizar la cobertura del riesgo en que se puede incurrir como se consecuencia de la conexión.

5 LAS REDES ACTIVAS – UNA ALTERNATIVA A LA INTEGRACIÓN DE LA GD

En la actualidad las redes activas es un concepto bastante novedoso que puede tener varias definiciones. En el presente artículo se entiende por redes activas aquellas redes eléctricas capaces de integrar los recursos energéticos distribuidos de una manera eficiente maximizando la calidad de servicio al menor coste (Figura 4) Los recursos energéticos distribuidos engloban a la demanda y a la generación distribuida.Una integración eficiente implica de alguna manera un cambio de paradigma en el diseño y operación de las redes eléctricas. Lo cual conlleva una mayor flexibilidad, control y monitorización en la forma en la que éstas son gestionadas y planificadas para que en todo momento se adapten de una manera eficiente a las condiciones cada vez más cambiantes que se pueden presentar en la red.Por esta razón, tal y como se observa en la Figura 3 las nuevas tecnologías juegan un papel canalizador clave para que las redes sean capaces de integrar los recursos energéticos distribuidos. Las nuevas tecnologías con convierten a las redes en inteligentes o activas, sino que facilitan y canalizan la gestión activa e inteligente al ser capaces de integrar todos los agentes en los sistemas eléctricos (figura 5).En este nuevo esquema los incentivos regulatorios juegan un papel clave para lograr la eficiencia de largo plazo, asegurando la viabilidad económica de todas las actividades de una manera competitiva.

Gestión activa de la demanda

Redes flexibles, eficientes

Generación distribuida

Nue

vas

tecn

olog

ías

CalidadEficiente

Sostenible

CalidadEficiente

Sostenible

Nuevo paradigma del sector

Nue

vas

esqu

emas

regu

lato

rios

Microrredes

Almacenamiento

Figura 4.- Las redes activas

Figura 4. Gestión inteligente y activa de los sistemas de distribución

6 CONCLUSIONES

El siglo XXI se está convirtiendo en la llamada era de la eficiencia. Los sectores eléctricos, que nacieron en principios del siglo XX, y que se han convertido en una máquina muy compleja están experimentando cambios profundos por múltiples factores: la seguridad en el suministro, los cambios regulatorios, las nuevas tecnologías, la búsqueda de una menor dependencia energética exterior, la aparición de la GD, la participación de la demanda, las redes activas…Todo ello conforma un conjunto donde debe haber una armonía perfecta entre las reglas del juego (esquemas regulatorios), los agentes participantes (consumidores, comercializadores, distribuidores, transportistas, generadores), los mercados y los servicios complementarios.Bajo este esquema la creciente presencia de la GD conlleva cambios profundos en la manera de concebir los sistemas eléctricos. En el presente artículo se han presentado los aspectos más importante como cuál debe ser la contribución de la GD a las seguridad en el suministro, cómo se puede integrar la GD en los sistemas eléctricos mediante su adecuada participación a través de los SSCC, y cuáles deben ser las reglas del juego que habiliten adecuadas señales económicas para todos los agentes.

7 AGRADECIMIENTOS

Desde la presente publicación quisiéramos reconocer las aportaciones de Abelardo Reinoso, Santiago Falcón, Eduardo San Juan Sarde y David Trebolle. Sin sus aportaciones y experiencia no hubiera sido posible la elaboración del presente artículo.

8 BIBLIOGRAFÍA

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2004. IEEE . 6-10 June 2004. Page(s):2085 - 2089 Vol.2[14] Roger C. Dugan, Thomas E. McDermott, “Operating Conflicts for Distributed Generation on Distribution Systems”, Rural Electric Power

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[20] “DIRECTIVA 2009/72/CE DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO de 13 de julio de 2009 sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se deroga la Directiva 2003/54/CE, Bruselas 13 de junio de 2009

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[23] David Trebolle, Tomas Gomez, Rafael Cossent, Pablo Frias, “Distribution planning with reliability options for distributed generation” Electrical power systems research, reference: EPSR2930 http://dx.doi.org/10.1016/j.epsr.2009.09.004

[24] “REAL DECRETO 1955/2000”, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministros y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.

[25] “Servicio complementario de control de tensión de la red de transporte” RESOLUCIÓN de 10 de marzo de 2000, de la Secretaría de Estado de Industria y Energía, por la que se aprueba el procedimiento de operación del sistema (P.O. - 7.4), 30 de julio de 1998

[26] “REAL DECRETO 661/2007”, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.[27] “Proyecto DG-Grid”, Improving distribution network regulation for enhancing theshare of sustainable distributed generation in Europe.

www.dg-grid.org