En anteriores entradas de este blog, hemos descrito los productos, servicios y mercados disponibles en la actualidad, así como aquellos que están en desarrollo pero que tienen garantizada su implantación a través de un marco regulatorio estable y a largo plazo. En este post desarrollaremos cómo la flexibilidad que aportan elementos como el vehículo eléctrico, las bombas de calor, los sistemas de almacenamiento, etc., pueden dar un valor añadido a los diferentes agentes del sistema eléctrico y cómo monetizar este valor añadido a través de diferentes productos o modelos de negocio. Es necesario destacar que en un contexto en el que el sector eléctrico está regulado por mecanismos de mercado, para lograr una penetración masiva de este tipo de recursos y favorecer así un incremento global de la eficiencia y del proceso de descarbonización, no basta con que una solución sea viable desde el punto de vista técnico sino que también debe serlo desde el punto de vista económico.
Revisaremos qué servicios puede ofrecer un agregador de flexibilidad a los distintos agentes que intervienen en el sistema. Algunos de estos servicios son compatibles entre sí, por lo que un agregador de flexibilidad podría ofrecer dos o más servicios compatibles simultáneamente a más de un agente, maximizando así los beneficios derivados de la gestión de esta flexibilidad. En otros casos, los servicios o productos ofrecidos serán incompatibles y el agregador deberá elegir, en función de su cartera de dispositivos agregados, cuál es su mejor modelo de negocio y centrarse en productos o servicios concretos. Hay que señalar que el papel de agregador puede estar incrustado dentro del minorista en algunos casos, pero en otros, el agregador y el minorista o proveedor serán empresas diferentes. En el esquema representado en la Fig. 1 podemos observar como el proveedor es el encargado de suministrar energía al prosumidor pero es el agregador el que gestiona su flexibilidad.
Fig. 1 Esquema que representa al agregador y al proveedor como empresas diferentes. En algunos casos, ambas funciones pueden corresponder a la misma empresa.
En algunos casos, para este tipo de aplicaciones es necesario disponer de contadores duplicados o redundantes. En los siguientes párrafos se clasificarán los productos que el agregador puede ofrecer a los diferentes agentes del sistema en función de qué agente dentro del sistema eléctrico puede ser cliente de los mismos y se explicará el valor añadido de cada producto específico para cada cliente concreto. En la Fig. 2 se puede observar un resumen de los diferentes productos así como una representación de la interacción del agregador con los diferentes agentes.
Productos específicos para distribuidores
El grado en que las empresas de distribución de energía pueden controlar lo que ocurre en sus redes es aceptable a nivel de alta tensión, pero realmente bajo o inexistente en muchos casos en las redes de baja tensión. En algunas circunstancias, los centros de transformación de potencia que conectan la red de baja tensión con la de media tensión disponen de cambiadores de tomas que les permiten regular en cierta medida la tensión de salida del transformador en función de la carga de las líneas de baja tensión a las que dan servicio. Sin embargo, el número de operaciones que pueden realizar este tipo de dispositivos es muy limitado ya que, en la mayoría de los casos, deben realizarse manualmente y, una vez que se cambia una toma, ésta permanece en esa posición durante un largo periodo de tiempo, por lo que este mecanismo no es aceptable en un contexto en el que la dinámica de variación de la carga provoca rápidas fluctuaciones en el nivel de tensión. Algo parecido podría decirse del uso de baterías de condensadores que inyectan potencia reactiva en el sistema elevando su tensión. Por un lado su uso no está muy extendido y sus mecanismos de control no permiten una regulación rápida y continua de la potencia reactiva inyectada.
Fig. 2 Esquema que representa la interacción del agregador con el resto de agentes del sistema, así como los productos que puede proporcionarles.
Otra cuestión a tener en cuenta es la posible sobrecarga de las líneas y del transformador de potencia. Hay que tener en cuenta que la red europea de distribución de baja tensión en entornos urbanos tiene una topología muy compleja que permite ser reconfigurada, distribuyendo así la carga de unos centros de transformación de potencia a otros, es decir, una determinada línea puede ser alimentada (no simultáneamente) desde dos o más centros de transformación de potencia, lo que permite resolver algunas congestiones. Sin embargo, una vez más, en la mayoría de los casos, esta reconfiguración es manual y una vez realizada tiende a permanecer estática durante meses o años, por lo que esta técnica tampoco responde a los requisitos de control dinámico necesarios para gestionar recursos distribuidos con alta variabilidad.
En este sentido, hay que decir que los recursos distribuidos no sólo aportan flexibilidad en el sentido de que pueden variar su potencia o desplazar su consumo en el tiempo, sino que una característica común es que se conectan a la red a través de convertidores cuyo catálogo de funciones es muy amplio. Tanto los vehículos eléctricos de carga simple o bidireccional, como las bombas de calor, los sistemas de acumulación, los sistemas fotovoltaicos y otros recursos se conectan a la red a través de convertidores que permiten una variación muy rápida de las condiciones de trabajo. Normativas como la propuesta por el IEEE en su Norma 1547 sobre los requisitos de los convertidores para la interconexión de recursos distribuidos a la red [1], o los avances realizados por el grupo de trabajo WG17 del comité técnico TC57 de la IEC para adaptar la norma IEC 61850 sobre sistemas para la automatización de las compañías eléctricas ya incluyen este tipo de funcionalidades para los convertidores inteligentes [2]. Una descripción detallada de las funcionalidades mencionadas va más allá del alcance de este documento y puede encontrarse en la literatura en documentos como el propuesto por el (Electric Power Research Institute) EPRI en su informe sobre "Common Functions for Smart Inverters" [3]. En resumen, podríamos decir que las funcionalidades descritas son las tecnologías habilitadoras para la implementación de todo el conjunto de productos y servicios que los recursos flexibles pueden ofrecer a las distribuidoras y también al resto de agentes del sistema. De esta forma los productos/servicios que un agregador de flexibilidad puede ofrecer a un distribuidor son los siguientes:
- Gestión de la congestión: En el caso de que los recursos agregados se concentren en una zona geográfica de distribución concreta, el agregador podría coordinar los recursos de forma que se garantice un punto de operación del distribuidor por debajo de la sobrecarga. Un ejemplo sería la carga coordinada de vehículos eléctricos, que evitaría los picos de carga y reduciría así la necesidad de inversiones en mantenimiento y mejora de la red por parte del distribuidor. Normalmente, el pico de demanda en una red de baja tensión, dependiendo del perfil del consumidor, puede producirse al mediodía o por la noche. La distribuidora debe disponer de la infraestructura necesaria para hacer frente a estos picos de carga, que normalmente duran muy poco tiempo, lo que supone operar la mayor parte del tiempo con una infraestructura sobredimensionada. El servicio de agregación permitiría resolver la congestión de las infraestructuras coordinando la flexibilidad y contribuiría así a aumentar la calidad del suministro, al tiempo que permitiría a las empresas distribuidoras ahorrar en inversiones en infraestructuras.
- Regulación de la tensión: Como se ha mencionado anteriormente, los mecanismos de regulación de tensión de los que disponen actualmente las distribuidoras son muy escasos y tienen una dinámica lenta en el mejor de los casos. En este caso, cabe mencionar que los dispositivos distribuidos vuelven a disponer de un activo infrautilizado que permite regular la tensión, que es el convertidor presente en los sistemas de generación solar, en los sistemas de acumulación, en algunos sistemas de recarga de vehículos eléctricos, etc. Los convertidores de conexión a red utilizan la corriente nominal durante periodos muy cortos de tiempo, en el caso de los generadores solares, por ejemplo, como mucho utilizarán esa corriente máxima para inyectar potencia activa en la hora de máxima radiación de un día soleado, el resto del tiempo estarán funcionando por debajo de su capacidad nominal. En este caso, esta capacidad puede utilizarse para inyectar potencia reactiva "gratuitamente" para el propietario del activo, de forma que se ejerza un control local de la tensión en la red de distribución. Cabe señalar que se ha puesto el ejemplo del convertidor solar porque en caso de un pico de demanda nocturna que provoque grandes caídas de tensión, podría utilizarse toda la capacidad de los convertidores solares para inyectar reactiva y elevar la tensión de la red. Además, en el caso de las redes de distribución, dada la elevada relación R/X (resistencia/reactancia), también existe una alta correlación entre el consumo/inyección de potencia activa con el nivel de tensión, por lo que también se podría implementar un control tipo Volt-Watt en los convertidores. Este control evitaría el aumento o disminución excesiva de la tensión por sobreinyección o sobreconsumo de recursos distribuidos y en este caso, este tipo de control podría y debería instalarse en sistemas de recarga de vehículos, sistemas V2G, bombas de calor, etc.
Productos específicos para las partes responsables del equilibrio (PRA)
Los BRP son responsables de mantener el equilibrio energético en el sistema y responden de las desviaciones de dicho equilibrio. Por ello, es habitual que un mismo BRP represente a una cartera diversificada de tecnologías de generación, así como de consumidores o comercializadores, con el fin de reducir el riesgo de desajustes y, por tanto, reducir costes. En este sentido, contar con un agregador dentro de su cartera de empresas representadas puede dar a la BRP un valor muy importante debido precisamente a la flexibilidad que gestiona el agregador. Existen 3 mecanismos a través de los cuales un BRP puede monetizar los servicios de flexibilidad prestados por un agregador, que son los siguientes:
- Optimización diaria de la cartera: La flexibilidad proporcionada por el agregador al BRP le permitirá operar en el mercado diario de la electricidad transfiriendo la carga neta de los periodos de precios de mercado altos a los periodos de precios de mercado bajos reduciendo su coste de compra de energía. De este modo, el BRP podría monetizar en el mercado diario la flexibilidad proporcionada por el agregador que, a su vez, debería compartir estos beneficios con los prosumidores gestionados.
- Optimización de la cartera intradiaria: El modelo es similar al presentado para la operación en el mercado diario, pero en este caso la flexibilidad proporcionada por el agregador será utilizada por la BRP para operar en los diferentes mercados intradiarios.
- Optimización de la cartera de autoequilibrio: Si se detecta alguna desviación respecto a lo programado en uno de los denominados periodos de liquidación de desbalances (PLE), el agregador puede proporcionar al BRP la flexibilidad necesaria para reducir este desbalance y evitar así penalizaciones. La diferencia entre este caso y los dos anteriores es que ahora la BRP no utilizará la flexibilidad del agregador para operar en el mercado, sino para reducir su desviación respecto a la energía programada. Sin embargo, al igual que antes, el BRP debe remunerar al agregador por esta flexibilidad con una cantidad que, obviamente, debe ser inferior a la penalización evitada. A su vez, el agregador debe remunerar a los propietarios de los dispositivos agregados que son los proveedores últimos de la flexibilidad. Por ejemplo, un agregador especializado en aplicaciones V2G podría trabajar con un BRP cuya cartera se base en generación renovable. En los casos en los que la generación fuera inferior a la esperada, el agregador podría enviar una orden a los vehículos para que inyectaran energía en la red durante parte del PSI (normalmente 15 minutos), evitando así la penalización por desvío. Si la generación fuera superior a la prevista, el agregador daría una orden de carga a los vehículos. De este modo, se podría obtener una remuneración no sólo por inyectar energía en la red, sino también por consumirla en el periodo adecuado.
- Cobertura/Adecuación de la cartera: En este caso el agregador firmaría un contrato bilateral con un BRP de forma que activaría su flexibilidad a un precio fijo en el caso de que el precio de mercado al que el BRP estuviera comprando la energía superara un determinado valor. Como en el caso anterior, el servicio prestado por el agregador a la BRP se remuneraría según las condiciones establecidas en el contrato y no a través de un mecanismo de mercado [4].
En el caso de los tres productos anteriores, hay que tener en cuenta que en algunos casos pueden no ser compatibles con los servicios de gestión de la congestión prestados al distribuidor, es decir, el BRP puede demandar un aumento de consumo al agregador pero este aumento de consumo es incompatible con evitar la congestión en una determinada zona de distribución. En estos casos, existen mecanismos para priorizar las órdenes de aumento o disminución de potencia de un agregador cuando ofrece productos simultáneamente a BRPs y distribuidores [5].
Productos específicos para proveedores de servicios de saldo (PSB)
Los servicios que un agregador puede prestar a un BSP son muy similares en términos técnicos a los que presta a un BRP, la principal diferencia es la forma en que el BSP se beneficia de ellos. En este caso, el BSP puede utilizar la flexibilidad para participar en mercados de operaciones de venta de regulación primaria, secundaria o terciaria, por lo que en este caso los productos ofrecidos son claros:
- Control primario: para este modelo, el agregador debe configurar los recursos distribuidos que gestiona para que respondan de forma muy rápida y automática a los cambios de frecuencia de la red. Esto no plantea ninguna dificultad técnica, ya que los convertidores utilizados para interconectar el recurso distribuido con la red disponen de sistemas PLL (Phase Locked Loop) que les permiten sincronizarse con la red y, por tanto, estimar las variaciones de frecuencia. En el caso de los vehículos eléctricos, en caso de detectar una caída de la frecuencia de la red, el cargador podría cortar automáticamente la carga y ayudar así a restablecer la frecuencia y sostener el sistema. Si los vehículos también estuvieran equipados con tecnología V2G, también podrían reaccionar ante una caída de la frecuencia inyectando energía. Hay que tener en cuenta que la energía gestionada en la regulación primaria es relativamente pequeña ya que su duración no supera los pocos segundos por lo que los tiempos de carga de los vehículos en el ejemplo descrito no se verían afectados. En algunos países como España este servicio es obligatorio pero no de pago. En otros países, como Alemania, este servicio se subasta semanalmente.
- Control secundario: la señal de activación de la flexibilidad se generaría automáticamente en un sistema de control central que impondría la activación del aumento o disminución de potencia por zonas. En este caso, la potencia a aumentar o disminuir también debería mantenerse durante cortos periodos de tiempo determinados por la duración de los periodos de liquidación de desbalances (15 minutos), de forma que la activación de este servicio no supondría, en principio, una pérdida relevante de confort para los usuarios finales en la gran mayoría de los casos. En otras palabras, el mero hecho de retrasar 15 minutos el encendido o apagado de una bomba de calor o la carga de un vehículo eléctrico no tendría prácticamente ningún impacto sobre el usuario final pero podría reportar importantes beneficios para el sistema y generar también importantes ingresos económicos para el agregador y los usuarios finales.
- Regulación terciaria: El modelo de negocio de proporcionar flexibilidad para participar en la regulación terciaria es muy similar al descrito en para la regulación secundaria pero en este caso el tiempo de respuesta es mayor y la potencia a subir o bajar debe mantenerse en el tiempo durante un periodo más largo. El agregador podría escalonar órdenes de corta duración de subida/bajada de potencia a los diferentes dispositivos que gestiona, haciendo que la acción dure globalmente las dos horas requeridas pero sin causar pérdidas de confort a los usuarios finales.
Como se ha mencionado para los servicios prestados a los BRP, en el caso de los servicios prestados a los BSP, puede haber compatibilidades temporales con los servicios prestados a los distribuidores en caso de que el agregador ofrezca servicios simultáneamente a ambos agentes. Sin embargo, no existe incompatibilidad entre los servicios prestados por el agregador a un BRP y a un BSP simultáneamente.
Productos específicos para prosumidores o consumidores activos
El prosumidor es el actor clave y el proveedor último de la flexibilidad que, en la mayoría de los casos, se gestionará a través de un agregador o de una comunidad energética. En el caso de la comunidad energética, ésta puede asumir las funciones del agregador, gestionar la flexibilidad de sus asociados y llegar a acuerdos tanto con los PSR como con los PSB para poner en valor esta flexibilidad. Dado que las comunidades energéticas son, por definición, entidades sin ánimo de lucro, los beneficios obtenidos se destinarían a reducir el precio del suministro eléctrico de sus asociados. Esta reducción del precio debería aplicarse de forma proporcional a la flexibilidad aportada por cada uno de los asociados.
Cuando un consumidor activo firma un contrato de suministro con un minorista, éste puede actuar como agregador, gestionando no sólo el suministro del consumidor sino también su flexibilidad y permitiéndole participar en parte de los beneficios obtenidos por el uso de su flexibilidad en los distintos mercados anteriormente descritos. También puede darse el caso de que el agregador y el comercializador se presenten como entidades separadas, de forma que el comercializador sea el encargado de suministrar la energía al prosumidor pero sea el agregador el que gestione su flexibilidad y opere con ella ofreciéndola a distribuidores, PSR y PSB, en cuyo caso el prosumidor también debería participar en parte de los beneficios obtenidos por el agregador. A modo de ejemplo, un determinado consumidor activo podría contratar su suministro con el distribuidor "A", pero la gestión de la carga/descarga de su VE en el caso de V2G se asignaría a un agregador "B". La empresa A instalaría un contador que cubriría toda la instalación (Casa más vehículo) para facturar la energía consumida. La empresa B instalaría un contador que sólo afectaría al cargador del VE para saber cuánta energía flexible se ha utilizado. El consumidor pagaría por la energía utilizada para cargar el coche a A, pero B pagaría al consumidor por gestionar el proceso de carga/descarga del vehículo. Las posibilidades aquí son infinitas.
En el párrafo anterior se ha descrito cómo implicar a los prosumidores en los beneficios que los agregadores pueden obtener de la gestión de la flexibilidad aportada por los consumidores.
Sin embargo, hay productos que los agregadores pueden ofrecer específicamente a los consumidores para que se beneficien directamente de su propia flexibilidad. Estos servicios son los siguientes [4; 5]:
- Optimización del tiempo de uso: Las tarifas que las comercializadoras ofrecen a sus clientes tienen, en algunas ocasiones, precios variables en los distintos periodos del día y, en algunos casos, estos precios pueden incluso variar dinámicamente en tiempo real. El agregador puede conocer las capacidades y hábitos del cliente para desplazar la mayor carga posible de los periodos de precios altos a los de precios bajos y hacer así que el consumidor obtenga el máximo beneficio de su flexibilidad reduciendo su coste energético.
- Control de la potencia máxima: Un término muy importante en la mayoría de las tarifas eléctricas que ofrecen las comercializadoras es el denominado término de potencia que representa el coste de la disponibilidad de En otras palabras, el usuario pagará más cuanto mayor sea la potencia máxima que pueda consumir. En muchos casos, el término de potencia representa una parte muy importante de la tarifa y el usuario sólo alcanza esta potencia en situaciones concretas, es decir, cargando el vehículo coincidiendo con un pico de consumo en el hogar. Supongamos que un usuario dispone de un generador fotovoltaico, un sistema de acumulación y un vehículo eléctrico. Supongamos también que el excedente de energía generado por el panel fotovoltaico durante el día se utiliza para cargar la batería y que ésta empieza a descargarse a las 19.00 horas porque el consumo eléctrico del hogar empieza a aumentar. A las 22 horas, el vehículo eléctrico comienza a cargarse pero la batería ya está descargada por lo que toda la potencia del vehículo más la de la vivienda tiene que obtenerse de la red, lo que supone un pico elevado e implica la necesidad de aumentar el término de potencia de la tarifa y con ello el coste total. El agregador cargaría la batería durante el día pero no comenzaría a descargarla a las 19 horas sino que esperaría a que el vehículo demandara energía a las 22 horas y descargaría la batería contra el vehículo, de esta forma el impacto del vehículo sería menor y el usuario podría reducir el término de potencia de la tarifa. Este es sólo uno de los innumerables ejemplos que se pueden dar.
- Autoequilibrado: Similar al producto anterior y disponible para aquellos prosumidores que dispongan de una capacidad flexible significativa, las técnicas de autoequilibrio permitirían gestionar todos los recursos flexibles del prosumidor de forma integrada y óptima, teniendo en cuenta los precios de compra y venta de energía, las capacidades y los hábitos de consumo.
- Aislamiento controlado: En el caso de redes débiles con problemas de calidad eléctrica, como microcortes o problemas de subtensión o sobretensión, el agregador podría aislar intencionadamente al consumidor de la red y hacerlo autosuficiente durante un periodo de tiempo determinado.
[1] "IEEE Draft Standard Conformance Test Procedures for Equipment Interconnecting Distributed Energy Resources with Electric Power Systems and Associated Interfaces", IEEE P1547.1/D9.8, diciembre de 2019, pp. 1-283, 2019.
[2] T. C. 57 IEC, "IEC 61850: Communication networks and systems for power utility automation," International Electrotechnical Commission Std, vol. 53, p. 54, 2010.
[3] Common Functions for Smart Inverters: 4th Edition, EPRI, Palo Alto, CA, 2016, 3002008217.
[4] H. de Heer y M. van der Laan, "USEF: Workstream on Aggregator Implementation Models", USEF Aggregator Workstream Final Report, 2017.
[5] P. Olivella-Rosell, P. Lloret-Gallego, Munné-Collado, R. Villafafila-Robles, A. Sumper, S. Ottessen, J. Rajasekharan, y B. Bremdal, "Local Flexibility Market Design for Aggregators Providing Multiple Flexibility Services at Distribution Network Level", Energies, vol. 11, p. 882, 2018.
