El autoconsumo ha pasado en España de 484 MW en 2018 a 8.356 MW en la actualidad, aunque sigue muy lejos de su potencial
El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) iniciará en los próximos días la audiencia pública de una Propuesta de real decreto por el que se modifican determinados aspectos relativos al autoconsumo de energía eléctrica, que podrá consultase en su web. El proyecto normativo otorgará un nuevo impulso al autoconsumo, especialmente a las modalidades compartidas, afinando la regulación existente para facilitar su despliegue y eliminar las barreras detectadas, con vistas a alcanzar el objetivo del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2023-2030 de disponer de 19 GW de autoconsumo al final de la década.
El autoconsumo de electricidad se ha multiplicado por 17 desde 2018, pasando de los 484 MW instalados que calcula el sector, a cerrar el año pasado con un total de 8.256 MW, según los datos oficiales del MITECO. En este tiempo, el autoconsumo ha demostrado ser una herramienta eficaz para incrementar la producción de energía renovable, electrificar la economía, facilitar la participación ciudadana en el sector energético y proporcionar importantes ahorros a los consumidores.
Con el crecimiento experimentado también han surgido nuevas necesidades y posibilidades no reflejadas en la normativa de referencia, el Real Decreto 244/2019, sobre todo en el autoconsumo compartido, el más apropiado para un país en que el sector residencial plurifamiliar se corresponde con más del 70% de las viviendas principales.
Así, la propuesta de decreto plantea facilitar los autoconsumos colectivos. Por ejemplo, se introducen nuevas modalidades, como la de excedentes compartidos, en la que el consumidor principal realiza el autoconsumo y solo comparte el excedente con otros consumidores. En estos casos, un centro comercial, una escuela, o un edificio público autoconsumiría lo que necesitase con una gran instalación en sus cubiertas, y compartiría sus excedentes con su entorno.
También se habilita la conexión a dos autoconsumos simultáneamente, siempre que uno sea de la modalidad individual sin excedentes y el otro un autoconsumo colectivo a través de la red; o se agiliza el cambio de una modalidad de autoconsumo a otra, que podrá ser mensual, al igual que la modificación de los coeficientes de reparto de energía entre los consumidores.
Igualmente se contempla la figura del gestor del autoconsumo, una persona física o jurídica que represente los intereses de los consumidores asociados a un autoconsumo y realice en su nombre las actuaciones necesarias para el buen funcionamiento del sistema. Esta figura puede desempeñar una función clave en las comunidades energéticas y sus relaciones internas y externas.
La propuesta regulatoria incluye varias medidas técnicas relativas a la conexión de las instalaciones y los puntos de medida, la modificación de las facturas remitidas a los autoconsumidores acogidos al mercado regulado, el PVPC –deberán incluir la producción de la instalación y su reparto–, y la obligación de dar acceso a los datos de generación del autoconsumo en las mismas plataformas donde el consumidor puede consultar sus datos de consumo.
Finalmente, se plantea aumentar la distancia máxima entre el consumo y la generación desde los 2 Km fijados en la actualidad hasta los 5 Km, siempre que la instalación productora de energía sea menor de 5 MW y esté ubicada en edificios, estructuras artificiales o suelo industrial.
El acceso de demanda punta a la red eléctrica será superior en un 60% al actual en 2030
El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha iniciado la fase de audiencia pública de la Propuesta inicial de desarrollo de la red de transporte de energía eléctrica con horizonte 2030, que puede consultarse aquí. La Propuesta, que prevé una inversión de unos 13.600 millones de euros hasta el final de la década, se orienta a cubrir las necesidades del país y a cumplir los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2023-2030 (PNIEC), otorgando prioridad a los proyectos industriales. Es la segunda vez que una Propuesta de planificación se somete a un procedimiento de audiencia pública, consolidando la práctica inaugurada por la vigente Planificación con horizonte 2026.
Si las planificaciones anteriores se orientaban a incorporar más energía renovable en el sistema eléctrico, ahora se prioriza atender las necesidades de los proyectos que quieren materializarse para consumir la energía limpia y competitiva del país, y aprovechar las oportunidades industriales, laborales, económicas y sociales de la transición energética: si en la vigente Planificación se consideran 2 GW de demanda, en la Propuesta se plantea atender a más de 27 GW.
La Propuesta se ha diseñado sobre las aportaciones de los distintos agentes y de las comunidades autónomas –además, por primera vez se han mantenido reuniones con ellas antes de la audiencia pública, durante el pasado mes de septiembre–, para elaborar un escenario de incorporación de nuevas demandas de generación y consumo, identificando zonas de especial interés y aplicando el principio rector de considerar los proyectos firmes y maduros en el horizonte temporal abarcado.
Como resultado, la Propuesta plantea un escenario consistente con el PNIEC. Con relación a las peticiones de acceso para demanda, se prevé un consumo de 375 TWh para el final de la década, con una punta de 61,4 GW, un 60% superior a la punta de 2024. Con relación al nuevo parque generador, se estima la integración de 159 GW de renovables, así como disponer de más de 22 GW de almacenamiento, considerando las ubicaciones más beneficiosas para el conjunto del sistema y la disponibilidad de recursos.
Así, sobre una inversión prevista de 13.600 millones, un 65% se plantea para tres partidas principales: reforzar las redes para absorber nuevos flujos derivados de la mayor electrificación y la integración de renovables, aumentar la cohesión territorial con nuevos enlaces entre sistemas, y actuaciones para dar apoyo a la red de distribución y conectar nuevos consumos en la red de transporte.
Los interesados pueden presentar alegaciones y comentarios a la Propuesta de Planificación, así como a su Evaluación Ambiental Estratégica, hasta el 16 de noviembre, mediante el formulario al que puede accederse aquí.
El Expert Panel europeo confirma el desarrollo del apagón del 28 de abril con desconexión de generación e incremento de tensiones en cascada
Según ha informado Red Eléctrica de España (REE), “la secuencia de hechos recogida en el informe fáctico que el Expert Panel ha publicado es coincidente con la que el operador del sistema recogió en su análisis del 18 de junio. El Expert Panel, cuya constitución y funciones se regulan por la normativa europea, aúna a 45 expertos procedentes de los operadores del sistema de varios países europeos, Centros de Coordinación Regionales (RCC), Acer y otros 12 reguladores nacionales europeos, que en los últimos meses han investigado el incidente eléctrico del pasado 28 de abril”.
El posterior análisis de estos hechos llevará a la identificación de las causas del incidente y recomendaciones, que se incluirán en un informe final cuya publicación se espera en el primer trimestre de 2026, tal y como informa el Expert Panel.
En concreto este informe que se ha presentado y que se centra en una relación de hechos probados, acredita que:
-A partir de las 12:03 se registraron dos oscilaciones fuertes en el sistema, la primera de carácter local y la segunda típica de alcance europeo, denominada interárea. Según explica el informe, los TSO español y francés resolvieron exitosamente estas situaciones mediante la aplicación de medidas de mitigación que se encuentran protocolizadas. Tras la implementación de estas medidas las tensiones en la red de transporte gestionada por Red Eléctrica estaban dentro del límite operacional.
-Siguiendo la secuencia de los hechos del informe del Expert Panel, las primeras desconexiones de generación se dieron en las redes de distribución – que no gestiona Red Eléctrica – y en un momento en el que las tensiones en la red de transporte estaban dentro del límite operacional. Un límite que se encuentra en España en los 435 kV como ha confirmado la propia CNMC al mismo Panel.
-En cuanto al comportamiento de la generación convencional en el control de las tensiones, el informe aporta diferentes gráficas por zonas del sistema español en las que se observa cómo la absorción de reactiva agregada de los grupos de más de 100 MW de potencia instalada se encuentra por debajo de la aportación requerida normativamente (P.O.7.4), muy especialmente en la zona suroreste y centro. Esto contrasta con el desempeño de las centrales en Portugal, donde los datos contenidos en el informe confirman que se ajustaron con precisión a sus requerimientos.
Este aspecto es especialmente relevante teniendo en cuenta que Red Eléctrica realiza sus análisis de seguridad y consecuente programación de restricciones técnicas considerando siempre que todos los grupos cumplen con sus obligaciones técnicas contempladas en la normativa.
La desconexión de la red de transporte de los primeros contingentes de generación se produjo cuando las tensiones se encontraban dentro del límite operacional.
El informe confirma un desarrollo del incidente en cascada en forma de desconexión de generación, incremento de las tensiones y nuevas desconexiones de generación.
Respecto a la programación de ese día, el informe también aporta otros datos relevantes:
-Confirma que de 12 a 13h del 28 de abril, en el sistema se encontraban conectados más de 40 grupos convencionales (térmicos e hidráulicos) de más de 30 MW con obligación de controlar dinámicamente la tensión.
-Cuantifica la inercia existente en España y Portugal, corroborando que en ambos sistemas era superior a la recomendación de ENTSO-E (2 s). Estos son algunos de los hechos que verifica el informe fáctico publicado.
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