La columna de UNEF: El almacenamiento y la agregación de la demanda. ¿Qué elementos quedan por desarrollar?

Desde hace décadas, conocemos el uso que podemos darle a la energía, no solo produciéndola y consumiéndola, sino también acumulándola y gestionándola. Llevamos ya tiempo utilizando diariamente móviles, ordenadores portátiles y cámaras fotográficas que necesitan de una batería de ión-litio para utilizar la energía en un momento posterior y en cualquier lugar, sin necesidad de estar cerca de la conexión a la red eléctrica. Y hemos aprendido a acumular energía no solo a pequeña escala, sino también a gran escala, utilizando la energía potencial de masas de agua situada a gran altura, teorema número uno de la física sobre la transformación de la energía.

Sin embargo, la forma en la que venimos generando la energía no es limpia ni sostenible y la forma en la que venimos consumiéndola no es eficiente. Y es ahí donde entra en juego la necesidad de la transición energética, entendiéndola como un cambio completo de nuestro sistema energético. De los sistemas de generación con combustibles fósiles a sistemas de generación renovable. De una red básica a una red moderna, digitalizada y monitorizada, que informe al Operador del Sistema sobre los fallos, las necesidades y los cambios que se van produciendo en cada momento. De un sistema de generación centralizado a uno descentralizado, donde los antes “solo” consumidores se conviertan en autoconsumidores, generando su propia energía. Y de un sistema elemental, en el que consumimos la energía inmediatamente después de ser producida, a uno en el que podamos almacenarla para gestionarla y consumirla cuando sea más eficiente. Y es en esta transformación tecnológica, pero también social y económica, en la que estamos poniendo todo nuestro empeño.

Desde UNEF, llevamos años trabajando para que la tecnología fotovoltaica tenga un marco regulatorio estable y una planificación energética adecuada que incentive la inversión y establezca una serie de objetivos a futuro. Y parece que con la publicación del Real Decreto 244/2019, del Real Decreto-Ley 15/18 y del borrador del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) lo hemos conseguido. Sin embargo, quedan muchas patas de esa necesaria transición energética por definir y que son imprescindibles para un sistema 100% renovable, como por ejemplo el almacenamiento y la agregación de la demanda.

La integración de sistemas de acumulación de energía es imprescindible en un sistema energético totalmente descarbonizado. Con la caída exponencial en los últimos 10 años de los precios de las baterías de ión-litio, y con unos objetivos tan claros de introducción de energías renovables definidos en el PNIEC, parece evidente que es el momento ideal para empezar a integrar sistemas de acumulación que faciliten la operación del sistema. Así, estos sistemas, tanto en su versión distribuida, como a gran escala, pueden dar servicios de regulación de frecuencia, cuando haya un desajuste entre generación y demanda; servicios de flexibilidad, cuando se produzcan las rampas de subida y bajada de la demanda neta dando lugar a la famosa curva de pato; o restaurando el suministro rápidamente tras apagones. También pueden ayudar a evitar los “curtailement”, es decir, el recorte de energía procedente de fuentes de generación renovables en momentos en los que el sistema no pueda aceptarlo por baja demanda o saturación, o ayudando a la descongestión de las redes, desplazando la energía cuando sea necesario.

Además del almacenamiento, la participación activa de los recursos distribuidos en el sistema, aportando servicios locales de red y soluciones de flexibilidad y firmeza, será un elemento más del sistema eléctrico con una alta penetración de renovables. La figura del agregador permite gestionar la demanda de autoconsumidores, baterías, puntos de recarga de vehículos eléctricos o combinaciones de los mismos de forma activa, moviendo el consumo cuando el sistema lo requiera, para evitar que se produzcan picos de demanda con grandes diferencias de precios y comercializando estos servicios en los mercados eléctricos.

Sin embargo, ¿cómo se está llevando a cabo la integración de este tipo de sistemas en España? El primer paso se ha producido con la publicación de la Resolución de 11 de diciembre de 2019, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se aprueban las condiciones para los proveedores y los sujetos de liquidación de servicios de balance en el sistema eléctrico peninsular español. Así, a partir de junio de 2020, las instalaciones de acumulación, la agregación de instalaciones de demanda y los tradicionales sistemas de generación podrán participar en una zona de programación para ofrecer servicios de ajuste. Para ello, REE ha emitido a consulta pública unas propuestas de modificaciones de Procedimientos Operativos (P.O), con el objetivo de actualizar y dar las claves de la participación de estos nuevos agentes. Además, el Ministerio para la Transición Ecológica ha publicado la Consulta Pública Previa para una Estrategia de Almacenamiento y el Instituto de Diversificación y Ahorro Energético (IDAE) está trabajando, junto con el OMIE, en el proyecto IREMEL para la Integración de Recursos Energéticos a través de Mercados Locales de electricidad.

Sin embargo, queda todavía mucho por hacer para que los sistemas de agregación de la demanda y de acumulación puedan participar en todos los mercados.

En este sentido, desde UNEF llevamos meses trabajando en una propuesta de Estrategia con un marco legislativo específico para los sistemas de acumulación y para los agregadores de demanda. Un marco legislativo que incluya, por un lado, la definición de estossistemas como sujetos propios y actividades independientes del sector eléctrico, y por otro, sus derechos y obligaciones. Que defina, además, el esquema de tramitaciones y permisos necesarios para la correcta instalación de los sistemas de almacenamiento. Un marco legislativo que incentive la inversión y ayude a cubrir la diferencia de precios con las plantas de generación de renovables, garantizando la participación de ambos sistemas en los mercados eléctricos existentes, pero creando también mecanismos futuros, como mercados o subastas de capacidad, que retribuyan los servicios que pueden prestar al sistema en igualdad de condiciones con otras tecnologías. Además, es necesaria una estrategia de reindustrialización que favorezca la fabricación nacional, el I+D+i y la realización de proyectos pilotos. Evidentemente, la realización de dicho marco legislativo no es tarea fácil, pues para ello es necesario analizar el valor de estos sistemas en comparación con otras opciones alternativas de flexibilidad ya existentes. Sea cual sea la solución elegida, puede no satisfacer a todos.

Y todavía queda mucho más en lo que trabajar. Por ejemplo, en la integración del famoso hidrógeno verde, que nos va a permitir hacer uso de la energía almacenada cuando no haya ni viento ni sol durante largos periodos de tiempo. Utilizando la electricidad de plantas de generación renovable, se disocia la molécula de agua mediante electrolisis, obteniendo como producto oxígeno, que se libera a la atmósfera, e hidrógeno, que se almacenaría. A su vez, cuando se necesite, el hidrógeno se utilizará en turbinas de gas o pilas de combustible, generando energía eléctrica (de nuevo, el teorema de transformación de la energía). Europa y España ya consideran al hidrógeno como otro medio más para descarbonizar sus sistemas energéticos. Prueba de ello es la consulta pública previa publicada también por el MITECO para la realización de una Hoja de Ruta de Hidrógeno Renovable.

En definitiva, el camino hacia una completa transformación de los recursos de generación y de la descarbonización del sistema eléctrico es complejo, con multitud de variables, pero también de posibilidades, donde no solo las energías renovables, sino también el almacenamiento y la agregación de la demanda van a ser fundamentales.

Queda mucho trabajo por hacer y mucho camino apasionante por recorrer.