MERCADO ELÉCTRICO
El sistema eléctrico contará en 2024 con 609 MW de respuesta activa de la demanda
El sistema eléctrico peninsular contará en 2024 con un total de 609 MW de potencia de las comercializadoras y los consumidores con participación directa en el mercado, lo que supone un incremento de aproximadamente un 23% con respecto a la subasta anterior. Son los resultados de la segunda subasta del servicio de respuesta activa de la demanda organizada por Red Eléctrica.
Se trata de un mecanismo de balance previsto en la normativa vigente para garantizar el equilibrio necesario entre generación y demanda. Puede aplicarse en aquellas situaciones puntuales en las que se identifique que el sistema no cuenta con recursos suficientes para mantener el nivel adecuado de reserva del sistema.
De esta manera, los adjudicatarios se comprometen a reducir su consumo con una duración máxima de 3 horas al día por proveedor y con un preaviso de al menos 15 minutos. El periodo de aplicación resultante de esta subasta comprende entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2024.
En este servicio participan comercializadoras y consumidores con una demanda de al menos 1 MW y, por tanto, no aplica ni a consumidores domésticos ni a las pequeñas empresas. En esta segunda subasta, se han presentado un total de 19 proveedores que han remitido sus ofertas a través del sistema de información del operador del sistema (e·sios).
Los adjudicatarios serán retribuidos con un precio marginal de 40,82 euros por cada MW asignado y hora por su disponibilidad para reducir su consumo en los periodos horarios establecidos.
Por otro lado, cada activación del servicio será retribuida al precio de la regulación terciaria correspondiente a esos periodos de activación.
Red Eléctrica lleva años impulsando la participación de la demanda en los servicios de ajuste porque es una herramienta que ofrece una mayor flexibilidad a la operación del sistema e impulsa el proceso de descarbonización. Países como Francia, Portugal y Reino Unido cuentan también con distintos mecanismos específicos para la demanda que permiten aprovechar estos recursos para cubrir las necesidades de flexibilidad.
El 17,6 % de los hogares extremeños tiene temperaturas inadecuadas en su vivienda
El pasado año 2022 se convirtió en la tormenta perfecta para el consumo energético en Extremadura. Con las temperaturas medias más altas desde que AEMET tiene registros, 2,4 grados por encima de la media, y con muchos meses de calor extremo sin lluvias por un lado. Y por otro, con el precio de la luz en sus niveles más altos históricos. Ambos componentes provocaron el desplome del consumo eléctrico en la región en el año 2022 en un 7,41%, hasta los 4.681 GWh. Teniendo en cuenta la población regional (1.051.000 habitantes), la demanda per cápita en la región fue de 4,45 MWh.
Lo ocurrido el pasado año ilustra a las claras el impacto que el aumento de las temperaturas tiene en el consumo energético en los hogares, que tienen a subir de forma significativa en los meses más calurosos del verano por el uso principalmente de los aires acondicionados. Al igual que en los meses de frío, menores en la región, con el uso de estufas, radiadores y otros electrodomésticos de calor. Todo ello, dependiendo del nivel de renta de los hogares, provoca un número cada vez mayor de hogares que tienen una temperatura inadecuada. O pasan más de frío o más de calor. Y sobre todo, cuando los precios de la energía están altos.
-Por regiones. Las regiones de España con un mayor porcentaje de su población con temperatura inadecuada en sus hogares (todas por encima del 15%) son la ciudad autónoma de Ceuta (con un 33,3%), la Región de Murcia (21,4%), la ciudad autónoma de Melilla (18,8%), Andalucía (18%), Extremadura (17,6%), Canarias (16,7%), Cataluña (15,9%) y Comunitat Valenciana (15,5%). Así se desprende a la actualización de indicadores de la Estrategia Nacional contra la Pobreza Energética 2019-2024 —del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, MITECO—, que concreta a su vez que las regiones menos afectadas por una temperatura inadecuada en sus hogares (todas por debajo del 10%) son la Comunidad Foral de Navarra (5,5%), País Vasco (7,2%), Aragón (8,5%), Castilla y León (8,7%) y La Rioja (9%).
A nivel nacional, el porcentaje de población que sufre una temperatura inadecuada en sus viviendas subió de forma abrupta, de un 10,9% en 2020 a un 14,3% en 2021, cuando las tarifas eléctricas se dispararon de manera descontrolada en España y en toda la Unión Europea. Estos datos de 2021, los últimos publicados por MITECO, no tienen en cuenta la subida del 80% que sufrió el precio de la electricidad en 2022.
“Todas las regiones con un mayor porcentaje de viviendas que sufren temperaturas inadecuadas, por encima del 15%, tienen en común que hace calor”, explica Paula Rivas, directora técnica de Green Building Council España (GBCe). Según Rivas, este denominador común de las altas temperaturas hace que las casas no estén preparadas contra el frío pero, al mismo tiempo, permite que con cambios menores se pueda solucionar el problema: “La clave contra la pobreza energética pasa por la eficiencia de los hogares, con edificios bien aislados contra el frio y el calor y con sistemas de climatización eficientes”, matiza la directora técnica de GBCe.
-Pobreza energética. La pobreza energética se define, según el MITECO, como “la situación en la que se encuentra un hogar en el que no pueden ser satisfechas las necesidades básicas de suministros de energía como consecuencia de un nivel de ingresos insuficiente y que, en su caso, puede verse agravada por disponer de una vivienda ineficiente en energía”.
Existen cuatro indicadores primarios que nos permiten ver la evolución de la pobreza energética en los hogares españoles desde 2018 hasta 2021: el gasto desproporcionado de energía —gente que está gastando más de lo que debería—, que ha bajado del 16,9% al 16,4%; la pobreza energética escondida, la temperatura inadecuada en la vivienda en invierno, que ha subido del 9,1% al 14,3%, y el retraso en el pago de las facturas de suministros.
Un camino hacia la gestionabilidad…
El Curtailment, una realidad que cada día afecta más a la generación mediante fuentes renovables, y a tener muy en cuenta en los próximos años
Texto:
Juan José García Pajuelo
Director Técnico Unidad de Energía de Arram Consultores, SL
En la actualidad, además de otras muchas cosas importantes a tener en cuenta en el apasionante mundo de la generación de energías mediante renovables, nos encontramos ante una situación en la que cada día nos deberíamos ir familiarizando más con esta palabra, “Curtailment”. Fenómeno que, en el presente año, ha sucedido o se ha aplicado en ocasiones puntuales y a lo largo de algunos meses muy concretos, pero que, en un futuro no muy lejano, si la tendencia no cambia, se llevará a cabo de manera bastante más repetitiva, con el impacto que dicha actuación conllevará en los balances y estudios financieros, así como en los periodos de amortización de las inversiones que las diferentes partes intervinientes han de tener en cuenta en el desarrollo de renovables.
Una vez dicho esto, seguramente nos estemos preguntando el porqué de este fenómeno o de qué se trata, y es algo tan sencillo como lo que ocurre, debido a que tanto el sol como el viento tienen el problema de la intermitencia. Como sabemos muy bien, no siempre luce el sol y cuando lo hace su intensidad es variable; y, de la misma forma, no siempre sopla el viento, por lo que su variabilidad también es amplia. Esto motiva a que haya momentos en los que se produce más energía de la que es demandada (exceso de sol y/o de viento), y este desajuste entre producción y demanda, provoca el denominado “Curtailment”, es decir, que haya un exceso de electricidad de origen fotovoltaico y/o eólico que no se aprovecha, situación que es ineficiente y constituye una contradicción con el objetivo de generación eléctrica sostenible.
Dicho suceso, obliga al operador de red, velando siempre por la estabilidad del sistema nacional de distribución y transporte de energía, a tener que compensar dicho desfase, llevando a cabo a través de los centros de control, una reducción o limitación de la inyección de potencia mediante una consigna a las diferentes plantas de energía renovables, generalmente centrándose en solares fotovoltaicas y eólicas, con un punto de conexión a lo largo de su red.
No obstante, aunque la palabra y su definición sea fácil de explicar o sintetizar, no lo es tanto el motivo del porqué sucede, así como las repercusiones que tiene y sobre todo las posibles soluciones futuras que puedan posibilitar la reducción de este acontecimiento al máximo y es en eso, es en lo que nos vamos a centrar a continuación.
¿A qué se debe y cuál es la repercusión que tiene?
Si tiramos de hemeroteca y observamos los datos ofrecidos por el operador del sistema para este mes pasado de noviembre, nos encontramos con una distribución de potencia instalada en el que como vemos, la suma de energía entre eólica y fotovoltaica asciende a un 43,84% con respecto al resto.
POTENCIA INSTALADA SEGÚN TECNOLOGÍA DE GENERACIÓN
Extrapolando los datos de la misma fuente a lo que ocurría a lo largo de un día, y si en concreto “centramos el tiro” en analizar la generación de energías renovables, nos damos cuenta de lo anteriormente expuesto, y es que la generación, sobre todo de fotovoltaica, se centra en las horas centrales del día donde la demanda no está en su pleno apogeo.
PERFIL DIARIO DE GENERACIÓN EÓLICA Y FOTOVOLTAICA (MW)
PERFIL DE DEMANDA DIARIO
La curva de pato
Esto se hace más clarividente, cuando a “golpe de vista” se nos muestra el perfil de energía acumulada a lo largo de un día, donde se puede percibir el desequilibrio de tiempo entre la demanda máxima y la producción de energía renovable, debido a que, la demanda máxima se produce después de la puesta del sol, cuando la energía solar ya no está disponible.
Este efecto es particularmente más relevante en esos lugares donde se ha instalado una cantidad sustancial de energía eléctrica solar, ya que la cantidad de energía que debe generarse a partir de fuentes distintas a la energía solar o eólica, muestra un rápido aumento alrededor de la puesta del sol y los picos en las horas de la tarde, produciendo un gráfico que se asemeja a la silueta de un pato, de ahí su nombre.
PERFIL DE GENERACIÓN ACUMULADA (MW)
El gran aumento en la generación de instalaciones fotovoltaicas, ha incrementado la oferta y provocado una disminución en los precios. Sin embargo, esto supone una dificultad añadida para el operador del sistema eléctrico (Red Eléctrica), quien debe conseguir y vigilar el equilibrio entre la oferta y la demanda, viéndose obligado en ocasiones a ordenar la parada o reducción (Curtailment) de la generación en determinadas instalaciones renovables. No debe extrañarnos ver a veces que no giran las palas de los aerogeneradores aún en días con suficiente viento o que las instalaciones fotovoltaicas tengan ordenes de parada, pudiendo estar, por las condiciones climatológicas, a pleno rendimiento.
Conclusiones y lecciones aprendidas…
Nos encontramos ante un paradigma futuro con bastante incertidumbre, con una generación fotovoltaica y eólica pura (con conexión directa a red) que en los últimos años ha crecido de manera exponencial y con una tendencia al alza, que tarde o temprano y debido al auxilio que la red de distribución y transporte actual nos está pidiendo, ha de cambiar.
ANÁLISIS DE LA CURVA DE LA DEMANDA ACUMULADA (USO ALMACENAMIENTO)
¿No creéis que es el momento de analizar el mercado que tenemos delante de nuestros ojos? ¿No pensáis que es ahora cuando se ha de regular el mercado del almacenamiento, con unos precios que no “maten” su rentabilidad y usar esta herramienta como manera de aplanar la curva de demanda frente a la de generación? ¿No consideráis que es hora de pararnos un poco a pensar y observar la gráfica anterior, y plantearnos mediante el uso del almacenamiento y/o hibridación, dar una vuelta a la curva de generación acumulada y tener un defecto de generación en horas centrales (almacenando energía) y un aumento en horas de demanda punta (inyectándola)? ¿Es el momento quizás de hibridar y aprovechar esa energía que debido al “Curtailment” estamos desaprovechando?
Desde Arram Consultores, pensamos que sí, y por lo tanto os invitamos a dar una pensada juntos de la situación y propongamos soluciones hacia una red mucho más gestionable…
La curva de pato representa un desafío en la gestión de la oferta y la demanda de energía eléctrica en presencia de una creciente participación de la generación renovable intermitente. Sin embargo, con soluciones adecuadas, es posible mitigar sus efectos y avanzar hacia una matriz energética más sostenible y eficiente. El almacenamiento de energía, la flexibilidad en la demanda, la mejora de la infraestructura eléctrica y la diversificación de la matriz energética son estrategias clave para abordar este desafío futuro.
¿Te subes al carro?
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