Un nuevo agente entra en el mercado eléctrico español: el ‘agregador’ de la demanda

Los mercados de electricidad se enfrentan hoy en día a cambios significativos como resultado del desarrollo y la integración de la digitalización en cualquier actividad diaria y de los recursos energéticos distribuidos (generación distribuida de fotovoltaica, parques eólicos, vehículos eléctricos o el almacenamiento de energía). Y de esos nuevos cambios nace un nuevo nicho de negocio para el sector, que aún es muy desconocido en España pero que pronto dejará de serlo: el ‘agregador de la demanda‘.

El agregador de la demanda o la gestión activa de la demanda se trata de una figura que podría agrupar agentes distintos en un sistema energético, por ejemplo, consumidores, autoconsumidores, miniproductores, prosumidores, baterías, puntos de recarga de vehículos eléctricos, o cualquier combinación de éstos, para actuar como una sola entidad y participar en el mercado eléctrico (tanto mayorista como minorista) o vender servicios al operador del sistema.

“Ser gestionable significa que tienen capacidad para modificar su consumo en respuesta a un programa establecido, a unos precios de la electricidad, a unos compromisos adquiridos, a unas señales externas o a las acciones realizadas por un gestor o agregador que se conecta mediante una aplicación inteligente”, definía Pedro Basagoiti, director de Sistemas de Información de OMIE en la Jornada ‘Agregación de la Demanda’ organizada por A.C.E. (Asociación de Consumidores de Electricidad).

Y aunque en nuestro país no termina de arrancar (obviando el mecanismo de interrumpibilidad de la industria electrointensiva), en otros como en EEUU, Australia o en nuestros vecinos europeos ya se está desarrollando y con mucho éxito. Tanto es así que están demostrando que son capaces de reducir hasta en un 30% la factura de la luz.

“El consumidor se convierte en un recurso energético distribuido, que debe tener la tecnología adecuada para que se pueda monitorizar y digitalizar y así integrar en el modelo energético global” explicaba Javier Pascual, responsable del Área Smart Home & Smart Building y eficiencia energética de Indra . Este nuevo rol asegura que llegará en muy poco tiempo a España pero “necesita que pueda ser escalable, progresivo y flexible para que todos puedan adaptarse en función de sus circunstancias”.

Una opinión que compartía María Luisa Llorens, jefa del Dpto. de Mercados de Operación de REE, ya que reconoció no solo que el operador y el sistema ya están preparados técnicamente para incorporar esta nueva figura, sino que además el agregador de la demanda permitirá aflorar nuevos recursos de flexibilidad de la demanda y tendrá efectos positivos para el conjunto del sistema en el contexto del nuevo modelo energético. Incluso el crecimiento potencial de la gestión de la demanda en el mercado de servicios de ajuste probablemente será significativo en los próximos años.

“La integración de las renovables en el sistema eléctrico obligará a cambiar el modo de fijación de precios en el mercado, más aún en España que se sitúa en el tercer puesto de éxito de integración, solo por detrás de Dinamarca e Irlanda”, explicaba por su parte Luis Munuera, experto en el sector energético de la Agencia Internacional de la Energía, “por eso es tan importante la gestión de la demanda, porque facilitará aún más esa integración y reducirá los costes del sistema”.

“No en muchos países se está implementando la gestión de la demanda y en donde se hace hay una gran variedad de estrategias y beneficios”, añadía, “por ejemplo, hay medidas más explícitas, como son los incentivos, que están más implementadas, y otras menos, como la capacidad de respuesta a precios a tiempo crítico o tiempo real que se está adoptando poco a poco”.

Y puso como ejemplo varios casos, como el de la implementación más desarrollada en todo el mundo, el sistema eléctrico PJM de EEUU (Pennsylvania New Jersey Maryland Interconnection LLC). “Es un mercado muy grande, con más de ocho millones de consumidores que representa 30 GW del total de los 80 GW de gestión de la demanda que existe en el mundo, y que se traduce en unos ahorros para el consumidor de entre el 10 y el 30% en regiones de mayor congestión”, señalaba, “PJM tiene la mejor ratio de respuesta respecto a generación, y la legislación favorable ha permitido su desarrollo, por ejemplo, los consumidores pueden cambiar fácilmente de contrato de la luz si encuentran una menor diferencia para reducir sus costes, hay una mayor actividad en mercados de capacidad como recurso para el suministro y la participación directa en mercados de servicios tiene un mínimo impacto sobre la operación, el confort o la conveniencia de esos consumidores”.

Otro de los caso es el de Francia, donde ya hay un entorno regulatorio muy favorable. Munuera reconoció que “el Gobierno francés sabe que el plan de cierre de centrales nucleares y su sustitución por fuentes renovables le va a obligar a grandes necesidades de flexibilización del mercado en el futuro, pero también sabe que hay un gran potencial, entre 9,5 y 12 GW, principalmente del sector industrial (alrededor del 70%). Los consumidores domésticos todavía son muy reacios a exponerse en este campo, aunque con datos de agosto de 2017 ya hay 30.000 consumidores residenciales que se han sumado a participar como agregadores independientes”. No son los primeros porque desde 2014 a las distribuidoras se les compensa o incentiva por gestionar la demanda a nivel de transporte y redes.

Todos estos ejemplos demuestran que la figura del agregador de la demanda funciona y es posible, “mientras se aporte valor y se obtenga una remuneración o beneficio por las acciones realizadas”, puntualiza el representante de OMIE. Y su figura tendrá cada vez más relevancia a medida que haya más renovables y por tanto, más generación no gestionable (o con más dificultad de gestionar), pero también mientras se desarrollan los mercados.

Los mercados locales

“En el futuro, un consumidor desde su casa va tener señales instantáneas del precio de la electricidad, en Europa ya lo tienen, con una hora de antelación, 15 minutos e incluso antes, lo que permite que haya una mayor flexibilidad de la gestión, y podrán participar en el mercado a largo plazo, en mecanismos de reducción, en la interrupción de su consumo, en el mercado diario, en el intradiario de sesiones, en el intradiario contínuo (que empezará a funcionar en España el próximo julio) pero también en un nuevo escenario, en los mercados locales“, concluye Basagoiti, “tendrá que ver cómo se desarrollan pero ya hay muchas empresas pensando en ello y más aún ante el más que previsible aumento del número de recursos energéticos distribuidos que se van a instalar en España”. Solo de fotovoltaica ya se han solicitado 27 GW a la administración, según anunció José Donoso, director general de UNEF.

Se inicia una nueva etapa en el mercado eléctrico, el agregador de la demanda llega para quedarse y es necesario introducir desde ya las mejoras que sean necesarias para que su integración sea lo más rápida posible y beneficie a todo el sistema, generando valor y reduciendo costes.

Laura Ojea20/04/18